6. WYPOSAŻENIE ELEKTROMECHANICZNE

Transkrypt

Jak zbudować małą elektrownię wodną? Przewodnik
6.
ESHA 2010
WYPOSAŻENIE ELEKTROMECHANICZNEi
W niniejszym rozdziale przedstawiono podstawowy opis wyposażenia elektromechanicznego, niektóre
wstępne zasady projektowania oraz pewne kryteria doboru. Opis bardziej szczegółowy znaleźć można
w monografiach L.Viviera [1], J.Raabego [2,3], I.Antona [4], N.N.Kowalewa [5] oraz w innych publikacjach [6÷15, 30, 31, 46÷50].
6.1. Budynek elektrowni
W budynku elektrowni umieszcza się wyposażenie elektromechaniczne, przetwarzające energię potencjalną wody w energię elektryczną. Liczba, typ i moc hydrozespołów, ich układ, spad i geomorfologia decydują o kształcie i rozmiarze budynku.
Jak pokazano na rysunkach 6.1 i 6.2, w budynku elektrowni zazwyczaj umieszcza się następujące
elementy wyposażenia:

Zasuwę lub zawór wlotowy,

Turbinę,

Multiplikator obrotów (przekładnię zwiększającą obroty) - zależnie od potrzeb,

Generator,

Układ sterowania,

Baterię kondensatorów (w przypadku stosowania generatora asynchronicznego),

Rozdzielnię,

Układy podłączenia do sieci i układy zabezpieczeń,

Zasilanie awaryjne prądem stałym (DC),

Przekładniki prądowe i napięciowe,

Transformatory sieciowe i potrzeb własnych.
Na rysunku 6.1 pokazano schematycznie budynek elektrowni niskospadowej zintegrowany z ujęciem
wody. Infrastruktura jest częścią jazu i obejmuje energetyczne ujęcie wody chronione kratą, turbinę
Kaplana o osi pionowej, sprzęgniętą z generatorem poprzez multiplikator obrotów, rurę ssącą oraz
kanał odpływowy. Układ sterowania i transformatory zostały również zintegrowane z elektrownią.
Celem ograniczenia oddziaływania na środowisko budynek elektrowni można umieścić pod lustrem
wody (patrz rozdział 1, rysunek 1.6). W ten sposób poziom hałasu ulega wyraźnemu ograniczeniu a
oddziaływanie wizualne zostaje zredukowane do minimum.
W obiektach średnio- i wysokospadowych, budynki elektrowni wyglądają bardziej konwencjonalnie
(patrz rysunek 6.2) z wlotem rurociągu derywacyjnego i kanałem odpływowym., Elektrownie tego
rodzaju buduje się również pod ziemią, chociaż nie jest to często spotykane.
159
ESHA 2010
Rysunek 6-1 Schematyczny widok elektrowni niskospadowej
Rysunek 6-2 Schematyczny widok elektrowni wysoko- i średniospadowej
Budynek elektrowni można zlokalizować także przy podstawie istniejącej zapory. W tym przypadku
woda napływa poprzez upust denny lub wieżę wlotową. Układ tego rodzaju pokazano na rysunkach
1.4 i 1.5.
Jak pokazano w podrozdziale 6.2.2, niektóre układy turbin pozwalają poważnie zredukować infrastrukturę budowlaną i ograniczyć ją tylko do pomieszczenia z rozdzielnią i wyposażeniem sterującym.
Hydrozespoły rurowe ze zintegrowanym multiplikatorem obrotów, ewentualnie z generatorem i organami regulacyjnymi łopatek turbiny, zanurzone w całości w przepływie, nie wymagają konwencjonalnego budynku elektrowni.
160
ESHA 2010
Fot.6-1 Widok typowego budynku elektrowni wodnej
6.2. Turbiny wodne
Zadaniem turbiny wodnej jest przetwarzanie energii potencjalnej i kinetycznej przepływu wody w
energię mechaniczną ruchu obrotowego. Chociaż przedmiotem niniejszego podręcznika nie są wytyczne do projektowania turbin (to zadanie zarezerwowane jest dla wytwórców turbin), to uzasadnione
jest przedstawienie najważniejszych kryteriów pozwalających na dobór odpowiedniej turbiny do konkretnego zastosowania, a z drugiej strony – podanie kilku wzorów pozwalających na określenie wymiarów gabarytowych. Kryteria te są oparte o prace Siervo i Lugaresiego [15], Siervo i Levy [16,17],
Lugaresiego i Massy [18,19], Austerre’a i Verdehana [20], Girauda i Beslina [21], Belhajiego [22],
Gordona [23,24], Schweigera i Gregoriego [25,26] oraz innych autorów, którzy zaproponowali szereg
formuł opartych o analizę statystyczną zainstalowanych turbin. Należy jednak podkreślić, że żadna
porada w tym zakresie nie zastąpi nigdy wymiarowania wykonanego przez konstruktora maszyny na
podstawie jego wiedzy i doświadczenia.
We wszystkich formułach zawartych w niniejszym rozdziale korzysta się z Międzynarodowego Układu Jednostek i Miar SI z odwołaniem do norm międzynarodowych IEC (w szczególności norm IEC
60193 i 60041).
161
6.2.1.
ESHA 2010
Zasada działania turbiny wodnej
Rysunek 6-3 Schemat elektrowni i przekrojów pomiarowych
Moc hydrauliczną, jaka może zostać wykorzystana do napędu turbiny wodnej przedstawia równanie
Ph  Q  gH
gdzie:
ρQ
ρ
Q
gH
g
H
=
=
=
=
=
=
[W]
masowe natężenie przepływu
gęstość wody
objętościowe natężenie przepływu
hydrauliczna energia jednostkowa maszyny
przyspieszenie ziemskie
spad netto
(6.1)
[kg/s]
[kg/m3]
[m3/s]
[J/kg]
[m/s2]
[m]
Moc mechaniczna turbiny wynosi:
Pmech = Ph η
gdzie:
η
=
[W]
sprawność turbiny
(6.2)
[-]
Jednostkowa energia hydrauliczna maszyny zdefiniowana jest następująco:
E  gH 
gdzie:
gH
px
cx
zx
=
=
=
=
1

  p1  p 2  


1 2
c1  c22  g z1  z 2 
2
hydrauliczna energia jednostkowa maszyny
ciśnienie w przekroju x
prędkość wody w przekroju x
rzędna przekroju x
[J/kg]
(6.3)
[J/kg]
[Pa]
[m/s]
[m]
162
ESHA 2010
Wskaźniki dolne 1 i 2 odnoszą się do przekrojów kontrolnych turbiny od strony górnej
i dolnej wody (rysunek 6.3). Oba przekroje są zdefiniowane w normach IEC.
Spad netto jest zdefiniowany wzorem
H n E g
[m]
(6.4)
Podstawowym elementem turbiny wodnej jest jej wirnik, w którym dochodzi do przemiany energetycznej wspomnianej na początku tego rozdziału. W trakcie tej przemiany napływająca struga cieczy
traci moment pędu liczony względem osi wirnika z szybkością zależną od masowego natężenia przepływu. Jest to cecha w istotny sposób odróżniająca turbiny wodne od maszyn grawitacyjnych stosowanych w małej energetyce wodnej – takich, jak np. koła wodne nasiębierne, czy maszyna z wirnikiem śrubowym Archimedesa (niepoprawnie nazywana czasem turbiną ślimakową).
Moment pędu cieczy dopływającej do wirnika turbiny w krótkim przedziale czasowym o długości Δt
wynosi
(ρQ Δt) r1cu1
Po przejściu przez wirnik moment ten zmniejsza się do wartości
(ρQ Δt) r2cu2
gdzie:
rx
=
cux
=
średnia odległość strugi cieczy
od osi wirnika na jego wlocie i wylocie
średnia składowa obwodowa prędkości strugi cieczy
na wlocie i wylocie z wirnika.
[m]
[m/s]
Zgodnie z drugą zasadą dynamiki Newtona dla ruchu obrotowego różnica momentów pędu, jaka przekazywana jest w jednostce czasu na wał turbiny, to nic innego, jak moment siły działający na ten wał.
Wynosi on
ρQ (r1cu1 - r2cu2)
Mnożąc powyższe wyrażenie przez prędkość kątową wirnika ω = 2πn otrzymuje się moc mechaniczną
na wale turbiny
Pmech = ρQ ω (r1cu1 - r2cu2) = ρQ (u1cu1 - u2cu2)
gdzie:
n
ux
=
=
szybkość obrotowa wirnika
średnia prędkość obwodowa wirnika
po jego stronie wlotowej i wylotowej
(6.5)
[1/s]
[m/s]
Korzystając ze wzorów (6.1) i (6.2), równanie (6.5) można zapisać w postaci
η gH = u1cu1 - u2cu2
(6.6)
Równanie (6.6) znane jest pod nazwą podstawowego równania turbin wodnych albo równania Eulera.
Wskazuje ono, jak ważne jest zapewnienie prawidłowego napływu i ukształtowanie geometrii wirnika
– tak, aby zapewnić możliwie dużą wartość członu u1cu1 na wlocie i zbliżoną do zera składową cu2 na
wylocie z wirnika.
163
6.2.2.
ESHA 2010
Typy i rodzaje turbin oraz sposoby ich zabudowy
Przekazywanie momentu pędu wody na wał turbiny odbywa się według jednego z następujących mechanizmów:

Ciśnienie wody wywiera napór na łopatki wirnika. W miarę, jak struga wody przemieszcza się
przez turbinę, ciśnienie maleje, a związana z nim energia ulega konwersji na energię mechaniczną ruchu obrotowego i jest przekazywana na generator przez wał napędowy. Wirnik turbiny jest całkowicie zanurzony, a jego konstrukcja musi wytrzymać bezpiecznie ciśnienie robocze wody. Turbiny działające w ten sposób, to turbiny reakcyjne. Do tej grupy zaliczają się
turbiny Francisa i Kaplana.

Energia ciśnienia wody jest zamieniana na energię kinetyczną zanim struga cieczy zetknie się
z wirnikiem i przekaże mu swoją energię. Struga ta przenosi energię kinetyczną z wielką
prędkością uderzając o czarki zamontowane na obwodzie wirnika. Turbiny, które działają w
ten sposób, to turbiny akcyjne. Najczęściej spotykaną turbiną akcyjną jest turbina Peltona.
W niniejszym rozdziale opisano poszczególne typy turbin w kolejności zmniejszających się spadów i
rosnącego przepływu. Im wyższy jest spad, tym mniejszy jest przepływ przy stałej mocy zadanej.
Turbiny akcyjne
Turbiny Peltona
Turbiny Peltona są turbinami akcyjnymi, w których jedna lub więcej strug uderza z dużą prędkością w
czarki osadzone na obwodzie tarczy wirnika. Każda struga formowana jest w dyszy wyposażonej w
zawór iglicowy stanowiący organ regulacji przepływu (rysunek 6.4). Turbiny te stosuje się do pracy
przy wysokich spadach, od 60 do ponad 1000 m. Osie dysz znajdują się w płaszczyźnie wirnika. W
razie konieczności awaryjnego zatrzymania turbiny (np. w przypadku zrzutu obciążenia), struga może
zostać odchylona przez odchylacz tak, że nie uderza już w czarki i wirnik nie osiąga obrotów rozbiegowych. Pozwala to na powolne zamknięcie zaworu iglicowego, dzięki czemu unika się uderzenia
hydraulicznego (wzrost ciśnienia w rurociągu utrzymywany jest w dopuszczalnych granicach, do 1,15
× ciśnienie statyczne). Ponieważ cała energia kinetyczna wody opuszczającej wirnik jest tracona bezpowrotnie, czarki projektuje się tak, aby prędkość wylotowa wody była możliwie niska.
Rysunek 6-4 Przekrój przez dyszę z odchylaczem
Jedno- lub dwudyszowe turbiny Peltona budowane są w układzie z osią pionową (rysunek 6.5). Turbiny z trzema lub większą liczbą dysz buduje się zwykle w układzie z osią poziomą (rysunek 6.6). Maksymalna liczba dysz wynosi 6. Układ taki występuje bardzo rzadko w małych elektrowniach wodnych.
164
ESHA 2010
Rysunek 6-5 Widok dwudyszowej poziomej turbiny Peltona
Rysunek 6-6 Rysunek rozstrzelony dwudyszowej pionowej turbiny Peltona
Wirnik turbin tego typu (Fot.6.2) jest zwykle sprzęgnięty bezpośrednio z wałem generatora. Cały czas
musi być utrzymywany nad zwierciadłem dolnej wody. Minimalną rzędną względną może podać tylko
wytwórca turbiny.
Turbiny Peltona charakteryzują się dobrą sprawnością w zakresie 30 do 100 % pełnego przełyku w
przypadku turbiny jednodyszowej i 10 do 100 % w przypadku turbiny z dwiema lub większą liczbą
dysz.
165
ESHA 2010
Fot. 6-2 Wirnik Peltona z dyszami zasilającymi
Turbiny Turgo
Rysunek 6-7 Zasada działania turbiny Turgo
Turbina Turgo może pracować przy spadach w zakresie od 50 do 250 m. Podobnie, jak turbina Peltona, jest to maszyna akcyjna, chociaż jej czarki są ukształtowane inaczej – woda uderza w płaszczyznę
wirnika pod kątem 20°. Struga napływa na wirnik z jednej jego strony i opuszcza go drugiej strony
(rysunek 6.7). Turbina może pracować przy przepływie od 20 do 100 % maksymalnego przepływu
obliczeniowego. Sprawność jest niższa niż przypadku turbin Peltona i Francisa.
W porównaniu z turbiną Peltona, turbina Turgo wykazuje wyższą szybkość obrotową przy tym samym
przepływie i spadzie.
166
ESHA 2010
Turbina Turgo może być rozwiązaniem alternatywnym w stosunku do turbiny Francisa, gdy przepływ
wykazuje dużą zmienność lub w przypadku długich rurociągów, gdyż odchylacz pozwala uniknąć
rozbiegu w przypadku zrzutów obciążenia i uderzenia hydraulicznego, które mogłoby wystąpić w
przypadku turbiny Francisa.
Turbina o przepływie poprzecznym
Turbiny tego typu bywają budowane zarówno w wersji akcyjnej (z komorą wirnikową częściowo wypełnioną powietrzem i wirnikiem umieszczonym nad powierzchnia dolnej wody), jak i reakcyjnej (z
komorą wirnikową całkowicie wypełnioną wodą i z rurą ssącą).
Turbiny w wersji klasycznej, znane również jako turbiny Banki-Michella, a na obszarach niemieckojęzycznych, jako turbiny Ossbergera, są turbinami akcyjnymi. Stosuje się je w szerokim zakresie spadów (od 5 do 200 m), obejmującym zakres pracy turbin Kaplana, Francisa i Peltona.
Wirniki tych turbin przypominają cylinder z powierzchnią boczną zastąpioną kołową palisadą łopatkową. Woda napływa na wirnik przez kierownicę w kierunku poprzecznym do jego osi i dwukrotnie
przecina palisadę. Funkcję kierownicy pełni zwykle ruchoma łopatka lub przesłona cylindryczna zakrywająca część obwodu wirnika. Elementy te współpracują z częścią korpusu turbiny, uformowaną w
kształcie zakrzywionej dyszy (rysunek 6.8).
Rysunek 6-8 Zasada działania turbiny o przepływie poprzecznym
Prosta konstrukcja turbiny sprawia, że jest ona tania i łatwa do naprawy, na przykład w przypadku
wyłamania łopatek wskutek nadmiernych naprężeń.
Turbiny o przepływie poprzecznym wykazują niższą sprawność w porównaniu do innych turbin. W
wersji akcyjnej należy liczyć się ze stratą spadu pomiędzy wirnikiem, a lustrem dolnej wody – istotną
w przypadku spadów niskich i średnich. W przypadku wysokich spadów wirniki turbin narażone są na
duże obciążenia mechaniczne. Niekiedy ulegają awarii z uwagi na uszkodzenia zmęczeniowe wywołane drganiami łopatek.
W reakcyjnych turbinach o przepływie poprzecznym, znanych głównie jako turbiny Cinka, organ regulacyjny wykonany jest najczęściej w formie przesłony cylindrycznej. Turbiny te mogą pracować
przy niższych spadach. Brak strat spadu niwelacyjnego między wirnikiem, a powierzchnią dolnej wody okupiony jest podwyższonymi stratami brodzenia.
167
ESHA 2010
Turbiny o przepływie poprzecznym stanowią interesującą alternatywę, gdy do dyspozycji jest wystarczająca ilość wody, zapotrzebowanie mocy jest ściśle określone, a możliwości inwestycyjne są niewielkie, na przykład w przypadku elektryfikacji terenów wiejskich.
Turbiny reakcyjne
Turbiny Francisa
Turbiny Francisa są turbinami reakcyjnymi, ze stałymi łopatkami wirnika i nastawialnymi łopatkami
kierownicy. Dopływ wody odbywa się zawsze w kierunku promieniowym, a odpływ – w kierunku
osiowym. Turbiny te znajdują zastosowanie przy spadach średnich. Typowy zakres zastosowań obejmuje dzisiaj spady niwelacyjne od 25 do 350 m.
Podobnie, jak turbiny Peltona, turbiny Francisa mogą mieć oś zorientowaną pionowo lub poziomo.
Ten ostatni układ jest najczęściej spotykany w małej energetyce wodnej. Na fotografii 6.3 pokazano a
turbinę Francisa o osi poziomej.
Fot. 6-3 Turbina Francisa o osi poziomej
Turbiny Francisa mogą być zainstalowane w komorze otwartej lub zasilane z derywacji ciśnieniowej.
W przypadku niewielkich spadów i mocy, w przeszłości powszechnie korzystano z komór otwartych,
jednak dzisiaj turbina Kaplana stanowi w takich warunkach rozwiązanie znacznie lepsze zarówno pod
względem technicznym, jak i ekonomicznym.
168
ESHA 2010
Dopływ wody do układów łopatkowych współczesnych turbin Francisa odbywa się poprzez komorę
spiralną zaprojektowaną tak, aby utrzymywać stałą prędkość obwodową w kolejnych jej przekrojach i
zasilać kierownicę równomiernie na jej obwodzie. Jak pokazano na rysunku 6.9, kierownica wyposażona jest w ruchome łopatki kierownicze, których zadaniem jest regulacja natężenia napływu wody na
wirnik i dostosowanie kierunku tego napływu do warunków kinematycznych wynikających z geometrii krawędzi natarcia łopatek wirnika oraz ich prędkości obwodowej. Łopatki kierownicy mogą się
obracać wokół swojej osi dzięki układowi dźwigni i łączników osadzonych na pierścieniu powodującym ich synchroniczne przemieszczanie się (rysunek 6.10, fotografia 6.4). Chociaż łopatki kierownicy
mogą być użyte do odcięcia przepływu w warunkach awaryjnych, na wlocie turbiny z reguły instaluje
się zawór motylowy jako organ zabezpieczający. W wirniku dokonuje się przemiana energii hydraulicznej na energię mechaniczną ruchu obrotowego, po czym woda wypływa w kierunku osiowym do
rury ssącej.
Rysunek 6-9 Palisada łopatek kierownicy
Rysunek 6-10 Widok turbiny Francisa
W przypadku turbin przeznaczonych dla małych elektrowni wodnych (Fot.6.5) łopatki wirnika wykonuje się często z wytłaczanej blachy stalowej, a ich krawędzie umieszcza się w przestrzeni zalewanej
staliwem w trakcie wykonywania odlewu piasty i wieńca (pierścienia zewnętrznego wirnika). Niektórzy wytwórcy stosują również odlewy z brązu aluminiowego. Praktykuje się też rozwiązania z łopatkami spawanymi do wieńca i piasty wirnika. Wirniki turbin Francisa w małych elektrowniach wodnych są z reguły osadzane bezpośrednio na wale generatora.
169
Fot. 6-4 Mechanizm kierownicy
turbiny Francisa o osi poziomej
ESHA 2010
Fot. 6-5 Wirnik Francisa
Rysunek 6-11 Energia kinetyczna wody na wylocie z wirnika
Zadaniem rury ssącej turbiny reakcyjnej jest odzysk części energii kinetycznej unoszonej z wodą
opuszczającą wirnik. Rura ssąca umożliwia również posadowienie wirnika turbiny nad lustrem wody
dolnej bez utraty spadu. Ponieważ energia kinetyczna jest proporcjonalna do kwadratu prędkości przepływu, należy dążyć do obniżenia tej prędkości na wylocie z turbiny. Rura ssąca o wysokiej sprawności powinna mieć kształt stożkowy, lecz kąt rozwarcia nie może być zbyt wielki, gdyż grozi to zjawiskiem oderwania przepływu od ścianki. Optymalny kąt rozwarcia wynosi 7°, lecz celem skrócenia
długości rury, a tym samym i obniżenia kosztów, kąt ten powiększa się czasami aż do 15°.
170
ESHA 2010
Im niższy jest spad, tym większej uwagi wymaga rura ssąca. Niski spad oznacza z reguły wysoki przełyk znamionowy oraz istotne znaczenie energii kinetycznej na wylocie z turbiny. Jest oczywiste, że w
przypadku wirnika o stałej średnicy prędkość wody rośnie z przepływem. Na rysunku 6.11 pokazano
energię kinetyczną na wylocie z wirnika w funkcji wyróżnika szybkobieżności (definicję szybkobieżności podano w podrozdziale 6.1.2).
Badania i projektowanie rur ssących o wysokiej sprawności jest zadaniem trudnym, wymagającym
dużej wiedzy i doświadczenia.
Turbiny Kaplana i śmigłowe
Turbiny Kaplana i turbiny śmigłowe są turbinami reakcyjnymi, w których przepływ przez wirnik ma
kierunek osiowy. Powszechnie stosuje się je przy spadach od 2 do 40 m. Turbina Kaplana posiada
nastawialne łopatki wirnika (Fot.6.6) w przeciwieństwie do turbiny śmigłowej, która wyposażona jest
w wirnik z łopatkami stałymi. Jeśli zarówno łopatki wirnika , jak i kierownicy są nastawialne, to mówi
się o „podwójnej regulacji”. Jeśli łopatki kierownicy są nastawialne, to mówi się o „regulacji pojedynczej”. Turbiny tego rodzaju określa się często mianem turbin typu semi-Kaplan. Turbiny śmigłowe
stosuje się głównie w warunkach praktycznie stałego przepływu i spadu, co zdarza się dość rzadko w
małych elektrowniach wodnych. W niektórych lokalizacjach, wymagających instalacji większej liczby
maszyn, kombinacja turbin śmigłowych i turbin Kaplana pozwala przystosować się do zmian natężenia przepływu przy jednoczesnym ograniczeniu kosztów inwestycji.
Podwójna regulacja turbin Kaplana pozwala dostosowywać w sposób ciągły nastawy łopatek wirnika i
kierownicy do zmian przepływu i spadu. Prowadzi to do dużej elastyczności eksploatacyjnej, gdyż
maszyny te mogą pracować przy przepływie zmieniającym się od 15 do 100 % przepływu znamionowego. Turbina typu semi-Kaplan dostosowuje się również dobrze do zmian natężenia przepływu, ale
jest mniej elastyczna w przypadku zmiany spadu. Zwykle może ona pracować w zakresie od 30 do
100 % maksymalnego przełyku projektowego.
Pokazana na rysunku 6.12 podwójnie regulowana turbina Kaplana jest maszyną o osi pionowej, zainstalowaną w komorze otwartej. Woda napływa promieniowo na kierownicę i zmienia kierunek pod
kątem prostym zanim przepłynie przez wirnik. Układ sterowania jest zaprojektowany tak, aby zmiana
kąta napływu na łopatki wirnika skutkowała przestawieniem łopatek kierownicy w sposób zapewniający najlepszą sprawność w szerokim zakresie przepływów i spadów. Łopatki wirnika można przestawiać cały czas, również podczas ruchu turbiny, poprzez układ dźwigni połączonych z drągiem regulacyjnym wewnątrz drążonego wału turbiny.
Fot. 6-6 Wirnik turbiny Kaplana
(Litostroj)
Rysunek 6-12 Przekrój
przez pionową turbinę Kaplana
171
ESHA 2010
Turbiny gruszkowe stanowią rozwinięcie turbin Kaplana. W hydrozespołach z tymi turbinami generator i multiplikator (jeśli występuje potrzeba jego zastosowania) umieszcza się w zanurzonej zamkniętej przestrzeni zwanej gruszką. Na rysunku 6.13 pokazano taki hydrozespół z generatorem chłodzonym sprężonym powietrzem. Poza gruszkę wyprowadzono jedynie odpowiednio zabezpieczone przewody elektryczne.
Rysunek 6-13 Przekrój przez gruszkową turbinę rurową o podwójnej regulacji
Turbiny Kaplana są maszynami, które można instalować w największej liczbie możliwych konfiguracji. Wybór odpowiedniego sposobu instalacji ma istotne znaczenie dla elektrowni niskospadowych.
Praca przy dużych natężeniach przepływu jest warunkiem ich rentowności. W zakresie spadów od 2
do 5 m i przepływów od 10 do 100 m3/s, konieczne są wirniki o średnicy od 1,6 do 3,2 metrów, sprzęgnięte z generatorem przez multiplikator obrotów. Kanały przepływowe w ogólności, a ujęcia wody w
szczególności, są bardzo duże i wymagają prac hydrotechnicznych na znaczną skalę oraz nakładów z
reguły przekraczających koszty wyposażenia elektromechanicznego.
Celem ograniczenia kosztów całkowitych (prace budowlane plus wyposażenie), a przede wszystkim
nakładów na prace hydrotechniczne, opracowano szereg rozwiązań, które dziś uważa się za klasyczne.
Kryteria doboru tych turbin są dobrze znane:

Zakres natężeń przepływu

Spad netto

Geomorfologia terenu

Wymagania środowiskowe (wizualne i akustyczne)

Koszty robocizny
172
ESHA 2010
Konfiguracje te różnią się sposobem prowadzenia przepływu przez turbinę (osiowy, promieniowy lub
mieszany), sposobem odcinania przepływu przez turbinę (zawór lub lewar) i rodzajem stosowanego
multiplikatora obrotów (zębaty do wałów równoległych, zębaty stożkowy, pasowy).
Czytelnicy zainteresowani sprawami doboru sposobu instalacji turbin Kaplana i śmigłowych w elektrowniach niskospadowych znajdą więcej szczegółów w artykule J.Fonkenella zamieszczonym w materiałach konferencji HIDROENERGIA'91 [27]. Większość możliwych konfiguracji przedstawiono w
poniższej tabeli i na dalszych rysunkach.
Tabela 6-1: Konfiguracje turbin Kaplana
Konfiguracja
Napływ wody
Odcinanie przepływu
Multiplikator
obrotów
Rysunek
Pionowy Kaplan
promieniowy
łopatki kierownicy
walcowy
6.14
Ukośny semi-Kaplan
w układzie lewarowym
promieniowy
lewar
walcowy
6.15
Odwrócony semi-Kaplan
promieniowy
lewar
walcowy
6.16
Ukośny semi-Kaplan
osiowy
lewar
walcowy
6.17
Ukośny semi-Kaplan
z przekładnią kątową
osiowy
zasuwa
stożkowy
6.18
Semi-Kaplan studniowy
osiowy
zasuwa
walcowy
6.19
Kaplan typu S
osiowy
zasuwa
walcowy
6.20
Układy lewarowe (rysunki 6.15, 6.16, 6.18, fotografia 6.7) są pewne i charakteryzują się niskim kosztem instalacji. Pozwalają też łatwo zapobiec rozbiegowi turbiny poprzez natychmiastowe odcięcie
przepływu w wyniku otwarcia zaworu napowietrzającego. Mogą być jednak źródłem hałasu, jeśli tylko nie zostaną przedsięwzięte odpowiednie kroki, by odizolować pompę ssącą i zawory od- i napowietrzające podczas uruchamiania i zatrzymywania hydrozespołu. Chociaż nie jest to potrzebne do normalnej pracy, zdecydowanie zaleca się instalację zasuwy odcinającej celem uniknięcia niezamierzonego uruchomienia turbiny wskutek znaczących zmian poziomu wody górnej W takim przypadku turbina może osiągnąć bardzo wysokie obroty (rozbieg), a operator nie będzie miał możliwości jej zatrzymać. W przypadku, gdy elektrownia została wybudowana przy jazie z zamknięciami ruchomymi, rozwiązaniem tego problemu może być użycie tych zamknięć.
Elektrownie z budynkiem maszynowni usytuowanym pod ziemią w niewielkim stopniu zmieniają
krajobraz i generują niewielki hałas. Do takiego rozwiązania nadają się hydrozespoły z turbinami typu
S, hydrozespoły z przekładnią kątową oraz hydrozespoły studniowe.
173
ESHA 2010
Rysunek 6-14 Przekrój przez elektrownię
z pionową turbiną Kaplana
Rysunek 6-15 Przekrój przez elektrownię lewarową z turbiną typu semi-Kaplan
lewarową z odwróconą turbiną
typu semi-Kaplan
z ukośnie zabudowaną turbiną Kaplana
z turbiną typu semi-Kaplan
z przekładnią kątową w układzie ukośnym
z rurową turbiną Kaplana
w układzie studniowym
174
ESHA 2010
Rysunek 6-20 Przekrój przez elektrownię z turbiną Kaplana typu S
Fot.6-7 Lewarowa turbina śmigłowa z wałem poziomym na jazie rzeki Wełny
w pobliżu Jaracza w województwie wielkopolskim (zdjęcie z lat 90-tych)
Układy z przekładnią zwiększająca ( multiplikatorem obrotów) pozwalają na zastosowanie standardowych generatorów, zwykle o synchronicznej szybkości obrotowej 750 lub 1000 obr/min. Jest to rozwiązanie pewne, kompaktowe i tanie. Multiplikator zębaty jest urządzeniem podatnym na awarie i
wymagającym odpowiedniej obsługi. Dlatego często preferuje się zwiększanie szybkości obrotowej za
pomocą przekładni pasowej. W końcu wypada zwrócić uwagę, że multiplikator obrotów wprowadza
straty – jego sprawność mieści się zwykle w granicach od 96 do 98 %.
Turbiny typu S są dziś dość często stosowane. Ich wadą jest to, że wał turbiny musi przejść przez kolano króćca wlotowego lub rury ssącej, powodując straty hydrauliczne. Dlatego stosuje się je głównie
w elektrowniach średniospadowych i w elektrowniach z rurociągiem derywacyjnym.
Zaletą układu studniowego jest łatwy dostęp do wszystkich elementów wyposażenia, a w szczególności do sprzęgła między turbiną a multiplikatorem obrotów, do samego multiplikatora obrotów i do
175
ESHA 2010
generatora, co ułatwia przeglądy, czynności obsługowe i remonty. Układ ten często stosowany jest
przy bardzo małych spadach i wysokich natężeniach przepływu. Umożliwia zastosowanie turbin z
wirnikami o średnicy przekraczającej 2 m.
Z tych samych powodów, co w przypadku turbin Francisa, turbiny Kaplana muszą być wyposażone w
rurę ssącą. Z uwagi na niski spad, energia kinetyczna ma duże znaczenie i jakość konstrukcji oraz
wykonania tej części turbiny nie powinny być lekceważone.
Zintegrowane hydrozespoły niskospadowe o zmiennej szybkości obrotowej
Z uwagi na wysokie nakłady jednostkowe elektrownie niskospadowe są z reguły budowane przy istniejących piętrzeniach. W wielu przypadkach są to jazy piętrzące wodę na wysokość nie większą niż
2,5 m, a często poniżej 1,5 m. Wysokość spadu zmienia się zwykle w stosunkowo szerokim zakresie
(np. ±0,40 m), zgodnie z krzywą konsumcyjną po stronie górnej i dolnej wody. W takich warunkach
praca z dobrą sprawnością możliwa jest przy użyciu omówionych wyżej turbin rurowych typu Kaplana (z podwójną regulacją).
Dzięki postępom w zakresie energoelektroniki, interesującą alternatywą jest od pewnego czasu zastosowanie turbin śmigłowych o regulowanej szybkości obrotowej, współpracujących z generatorami
synchronicznymi z biegunami wirnika wykonanymi z magnesów trwałych. Właściwe parametry energii przekazywanej do sieci zapewnia między innymi układ energoelektroniczny z przemiennikiem
częstotliwości. Pozwala to zrezygnować z multiplikatora obrotów. Rozwiązanie staje się szczególnie
atrakcyjne po integracji turbiny z generatorem – np. poprzez użycie wirnika turbiny w charakterze
wirnika generatora (turbiny typu straflo) lub umieszczenie generatora z magnesami stałymi w gruszce
turbiny (turbiny typu matrix). Oprócz zmniejszenia gabarytów, często uzyskuje się tą drogą dalsze
ograniczenie strat hydraulicznych w układzie przepływowym.
Jak wspomniano wcześniej, piętrzenia niskospadowe są atrakcyjne energetycznie w przypadku dużych
przepływów. Wykorzystanie tych przepływów wymaga jednak instalacji albo maszyn z wirnikami o
stosunkowo dużej średnicy, albo większej liczby mniejszych hydrozespołów. Oba rozwiązania związane są z wysokimi kosztami i ograniczeniami natury technicznej. Przez długie lata uważane były też
za nieuzasadnione ekonomicznie.
Dzięki postępowi w technice projektowania szybkobieżnych turbin niskospadowych oraz korzystnym
zmianom na rynku energii odnawialnych, w ciągu ostatnich 20 lat udało się obniżyć dolną granicę
praktycznych zastosowań turbin Kaplana w układzie rurowym ze spadu 2,5 m do około 1,6 m. Racjonalne wyzyskanie energetyczne piętrzeń o spadach poniżej 1,5 m przy użyciu turbin klasycznych wydaje się jednak mało realne.
Obiecującym i stosowanym już w praktyce rozwiązaniem, umożliwiającym przesunięcie tej granicy
poniżej 1 m, jest opracowany kilka lat temu hydrozespół VLH (Very Low Head), który instaluje się na
progu piętrzenia w sposób przypominający zamknięcie uchylne (Fot.6.8). Zasadniczym elementem
hydrozespołu jest turbina z wirnikiem typu Kaplana oraz wielołopatkową kierownicą, pełniąca jednocześnie rolę kraty ochronnej. Duża średnica wirnika i stosunkowo niska szybkość obrotowa sprawiają,
że energia kinetyczna na wylocie jest niewielka i nie ma potrzeby stosowania rury ssącej. Z drugiej
strony, te same cechy sprawiają, ze turbina jest przyjazna dla ryb wędrujących z biegiem rzeki. Cały
hydrozespół można podnosić, podobnie jak klapę uchylną, celem przepuszczenia wielkich wód, wypłukania zanieczyszczeń i rumowiska lub konserwacji. Generator posiada wirnik z magnesami trwałymi, osadzony na wspólnym wale z wirnikiem turbiny i zamknięty hermetycznie w wewnętrznej części hydrozespołu. W porównaniu do innych rozwiązań, zakres niezbędnych prac hydrotechnicznych
należy określić, jako znikomy.
176
ESHA 2010
Fot.6-8 Prototypowy hydrozespół VLH
Od szeregu lat trwają prace badawczo-rozwojowe nad hydrozespołami wykorzystującymi ekstremalnie niskie spady związane wyłącznie z energią kinetyczną wielkich rzek, w sposób podobny, jak ma to
miejsce przypadku prądów morskich i turbozespołów wiatrowych. Z uwagi na stan zaawansowania
tych prac, trudności techniczne i wysoce kontrowersyjny aspekt ekonomiczny opracowywanych instalacji (zwłaszcza w warunkach polskich), hydrozespoły te nie są omawiane w niniejszym podręczniku.
6.2.3.
Szybkobieżność i podobieństwo
Zdecydowana większość budowli hydrotechnicznych, takich jak jazy, ujęcia wody i inne, konstruowana jest w oparciu o wyniki wstępnych badan modelowych. Analiza zachowania się tych modeli oparta
jest o zasady podobieństwa hydraulicznego, włącznie z analizą wymiarową, i analizę hydrodynamiczną przepływu wody przez budowle hydrotechniczne. Projektowanie turbin nie stanowi wyjątku i
ich konstruktorzy również często wykorzystują modele wykonane w odpowiedniej podziałce. Zagadnienie podobieństwa można w tym przypadku posumować następująco: ”Czy dysponując wynikami
badań charakterystyki energetycznej pewnego typu turbiny w określonych warunkach ruchowych
można przewidzieć charakterystykę geometrycznie podobnej maszyny badanej w innych warunkach
ruchowych?” Jeśli odpowiedź na to pytanie jest pozytywna, to teoria podobieństwa powinna dać kryterium naukowe pozwalające na dobór turbin najlepiej dopasowanych do warunków panujących na
terenie elektrowni.
W rzeczy samej odpowiedź na tak zadane pytanie jest pozytywna, o ile tylko model i maszyna pełnowymiarowa (prototyp) są do siebie geometrycznie podobne. Oznacza to, że model powinien zostać
uzyskany w wyniku zmniejszenia wszystkich wymiarów liniowych maszyny pełnowymiarowej w tej
samej skali. Jeśli stosunek odpowiadających sobie wymiarów liniowych wyniesie k, to stosunek pól
odpowiadających sobie powierzchni wyniesie k2, a stosunek objętości odpowiadających sobie elementów przestrzennych wyniesie k3.
Należy podkreślić, że badania modelowe i prace badawczo-rozwojowe w laboratorium są jedyną metodą prowadzącą do zagwarantowania sprawności i własności hydraulicznych maszyny pełnowymiarowej. Wszystkie prawa podobieństwa są precyzyjnie określone w normach międzynarodowych IEC
60193 i 60041. Gwarancje formułowane niezgodnie z tymi normami nie mogą być akceptowane.
177
ESHA 2010
Podstawową liczbę podobieństwa turbin wodnych stanowi wyróżnik szybkobieżności
(w skrócie: szybkobieżność). Zgodnie z przywołanymi normami wyróżnik ten definiuje się w sposób
następujący
n Q
[-]
(6.7)
nQE  3 4
E
gdzie
Q
= natężenie przepływu
[m3/s]
E
= jednostkowa energia hydrauliczna maszyny
[J/kg]
n
= szybkość obrotowa turbiny
[obr/s]
Wartości parametrów ruchowych we wzorze definiującym wyróżnik szybkobieżności dotyczą optymalnego punktu pracy. Charakteryzują one każdą turbinę. Szybkobieżność można interpretować jako
szybkość obrotową turbiny geometrycznie podobnej do danej, przełykającej 1 m3/s wody podczas
pracy z najwyższą sprawnością przy jednostkowej wartości E.
W użyciu są wciąż starsze i niestandardowe definicje

 Q  0,5
2E 0,75
nQ 
nQ 0,5
H 0,75
(6.8)
(6.9)
nsP 
nP 0,5
H 1, 25
(6.10a)
nsN 
nN 0,5
H 1, 25
(6.10b)
w których symbol ω oznacza prędkość
kątową wirnika wyrażoną w rad/s, n prędkość obrotową wyrażoną w obrotach na minutę, zaś P i N - moc na wale
turbiny wyrażoną odpowiednio w kilowatach (kW) i w koniach mechanicznych (KM).
Wyróżnik wyrażony wzorem (6.8) stanowi stosunek potęg dwóch bezwymiaRysunek 6-21 Kształty wirników turbin
rowych liczb podobieństwa i jest róww zależności od ich wyróżnika szybkobieżności nsP
nież liczbą bezwymiarową. Bezwymiarowość pozostałych wyróżników ma
charakter umowny. Uzyskuje się ją podstawiając do wzorów wartości odpowiednich wielkości bez ich
mian (jednostek). Wyróżniki nQE, ν i nQ określane są mianem wyróżników kinematycznych, zaś nsP i
nsN - wyróżników dynamicznych.
Na rysunku 6.21 pokazano kształty czterech różnych wirników oraz odpowiadające im wyróżniki
szybkobieżności nsP. Im niższy wyróżnik szybkobieżności, tym wyższy jest spad, przy którym maszyna powinna pracować.
178
ESHA 2010
Poniżej podano pewne wzory przeliczeniowe:
ν = 2,11 nQE
nQ = 333 nQE
nsP = 995 nQE
nsN = 853 nQE
Producenci z reguły podają wyróżnik szybkobieżności swoich turbin. Na podstawie licznych badań
statystycznych obejmujących wielką liczbę obiektów ustalono pewne korelacje między wyróżnikiem
szybkobieżności, a spadem netto każdego typu turbin. Niektóre z tych formuł podano niżej oraz przedstawiono graficznie na rysunku 6.22.
turbina Peltona (1 dysza)
nQE 
0,0859
H n0, 243
(Siervo i Lugaresi)
[-]
(6.11)
turbina Francisa
nQE 
1,924
H n0,512
(Lugaresi i Massa)
[-]
(6.12)
turbina Kaplana
nQE 
2,294
H n0, 486
(Schweiger i Gregori)
[-]
(6.13)
turbina śmigłowa
nQE 
2,716
H n0,5
(USBR)
[-]
(6.14)
turbina gruszkowa
nQE 
1,528
H n0, 2837
(Kpordze i Warnick)
[-]
(6.15)
Gdy wyróżnik szybkobieżności jest już znany, to łatwo oszacować wymiary gabarytowe turbiny. Mimo to, formuły statystyczne należy stosować tylko na etapie studiów wstępnych, gdyż jedynie wytwórca może podać rzeczywiste wymiary turbin.
W przypadku turbin Peltona wyróżnik szybkobieżności rośnie z pierwiastkiem liczby dysz. Dlatego
szybkobieżność czterodyszowej turbiny Peltona (tylko wyjątkowo i tylko w turbinach o osi pionowej
stosuje się jeszcze większą liczbę dysz) jest dwa razy większa niż szybkobieżność turbiny jednodyszowej.
Typowe wartości wyróżników szybkobieżności głównych typów turbin podano w tabeli 6.2.
Tabela 6-2 Zakres wyróżników szybkobieżności dla różnych typów turbin
Turbina Peltona jednodyszowa
Turbina Peltona n-dyszowa
0,005 ≤ nQE ≤ 0,025
0,005·n0,5 ≤ nQE ≤ 0,025·n0,5
Turbina Francisa
0,05 ≤ nQE ≤ 0,33
Turbiny Kaplana, śmigłowe, gruszkowe
0,19 ≤ nQE ≤ 1,55
179
ESHA 2010
10,00
turbina Peltona
turbina Francisa
turbina Kaplana
turbina śmigłowa
1,00
nQE
turbina gruszkowa
0,10
0,01
1
10
100
1000
Hn = E/g
Rysunek 6-22 Wyróżnik szybkobieżności w funkcji spadu netto Hn = E/g
W warunkach pełnego podobieństwa geometrii i pola przepływu przez maszynę modelową i prototypową, średnia prędkość przepływu wody jest proporcjonalna do jednostkowej energii hydraulicznej
(spadu), zaś natężenie przepływu jest dodatkowo proporcjonalne do pola przekroju w wybranym charakterystycznym miejscu. Wynika stąd ważne prawo podobieństwa
Qt

Qm
H t Dt2
2
H m Dm
[-]
(6.16)
gdzie wskaźniki m i t odnoszą się odpowiednio do maszyny modelowej i pełnowymiarowej.
Z drugiej strony zachowanie podobieństwa przebiegu linii prądu wymaga, by stosunek prędkości napływu wody na wirnik (proporcjonalnej do pierwiastka ze spadu) i prędkości obwodowej wirnika
(proporcjonalnej do szybkości obrotowej i średnicy) pozostawał stały. Wynika stąd następne prawo
podobieństwa
nt

nm
H t Dm
H m Dt
[-]
(6.17)
Wykorzystanie tych praw ilustrują poniższe przykłady.
Zamierzamy zbudować w skali 1:5 model turbiny pracującej przy spadzie netto 80 m z natężeniem
przepływu 10 m3/s i szybkości obrotowej 750 obr/min, a następnie przebadać go przy spadzie 10 m.
Natężenie przepływu przez model wyniesie 0,141 m3/s, a szybkość obrotowa 1 326 obr/min.
Inny przykład to przypadek, gdy turbina została zaprojektowana do pracy przy spadzie netto 120 m i
przepływie 1 m3/s, lecz obecnie jest eksploatowana przy spadzie netto wynoszącym 100 m. W tym
przypadku mamy Dt = Dm. Aby maszyna pracowała prawidłowo, jej szybkość obrotowa powinna wynosić 685 obr/min, a maksymalny przepływ 0,913 m3/s.
180
6.2.4.
ESHA 2010
Projekt wstępny
W niniejszym podrozdziale podane zostaną pewne formuły statystyczne pozwalające na wyznaczenie
głównych wymiarów turbin Peltona, Francisa i Kaplana.
Należy pamiętać, że projektowanie turbiny jest procesem iteracyjnym, zależnym od szeregu kryteriów,
takich, jak ograniczenia kawitacyjne, szybkość obrotowa, szybkobieżność itp. (patrz rozdział 6.2.5).
Oznacza to oczywiście, że po zastosowaniu przedstawionych niżej równań należy sprawdzić, czy
wstępnie zaprojektowana turbina spełnia ww. warunki dla konkretnej lokalizacji.
W przypadku wszystkich turbin pierwszy krok polega na określeniu szybkości obrotowej.
Turbiny Peltona
Jeśli znamy szybkość obrotową wirnika, to jego średnicę można oszacować z następujących równań:
H
n
[m]
(6.18)
Q 1
N H
[m]
(6.19)
Q
N
[m]
(6.20)
D1  0,68
B2  1.68
De  1.68
gdzie
n
szybkość obrotowa w obr/s
N
liczba dysz
H
spad w metrach
g
stała grawitacyjna w m/s2.
1
gH
D1 jest zdefiniowane jako średnica okręgu przechodzącego przez środki czarek (dokładanie: podwójna
odległość osi wirnika od osi dyszy), B2 jest szerokością wewnętrzną czarki, zależną głównie od natężenia przepływu i liczby dysz, De jest średnicą dyszy.
Z reguły stosunek D1/B2 powinien być większy niż 2.7. Jeśli jest inaczej, to trzeba przeprowadzić ponowne obliczenia dla niższej szybkości obrotowej i większej liczby dysz.
Natężenie przepływu w funkcji otwarcia dyszy Cp (w przypadku turbiny jednodyszowej – całkowite
natężenie przepływu) można oszacować z następującego wzoru:
De2
Qstruga  K v
4
2 gH
[m3/s]
(6.21)
gdzie Kv przedstawiono w funkcji otwarcia względnego Cp/De na rynku 6.23
Zasady obliczeń innych wymiarów można znaleźć w artykule de Siervo i Lugaresiego [16]
181
ESHA 2010
Rysunek 6-23 Charakterystyka dyszy
Turbiny Francisa
Turbiny Francisa obejmują szeroki zakres
wyróżników szybkobieżności, rozciągający
się od 0.05 do 0.33, odpowiednio dla turbin
wysoko- i niskospadowych.
Na rysunku 6.24 pokazano schematycznie
przekrój przez wirnik turbiny Francisa z
średnicami charakterystycznymi D1, D2, i D3.
Wstępne zaprojektowanie wirnika turbiny
Francisa umożliwiają artykuły de Siervo i de
Levy [17] oraz Lugaresiego i Massy [19],
oparte o analizę statystyczną ponad dwustu
spośród istniejących turbin Francisa. Jak w
przypadku wszystkich analiz statystycznych
wyniki te nie wystarczają do wykonania pełnego projektu turbiny, zwłaszcza z uwzględnieniem ryzyka kawitacji (patrz podrozdział
6.2.5). Odpowiadają one tylko przeciętnym,
Rysunek 6-24 Przekrój przez wirnik Francisa
standardowym rozwiązaniom.
Średnica wylotowa D3 jest określona równaniem 6.22

D3  84,5  0,31  2,488 nQE
 60H n
[m]
(6.22)
182
ESHA 2010
Średnica wlotowa D1 jest określona równaniem 6.23

0,095 
D1   0,4 
D

 3
n
QE


[m]
(6.23)
[m]
(6.24)
Dla nQE > 0,164 średnica wlotowa D2 jest określona równaniem 6.24
D2 
D3
0,96  0,3781 nQE
Dla nQE < 0,164, można przyjąć D1 = D2.
Zasady obliczeń innych wymiarów można znaleźć w wyżej wymienionych artykułach.
Turbiny Kaplana
Turbiny Kaplana charakteryzują się znacznie wyższymi wyróżnikami szybkobieżności niż turbiny
Francisa i Peltona.
Rysunek 6-25 Wirnik turbiny Kaplana
W fazie projektowania wstępnego średnicę zewnętrzną wirnika De można obliczyć z równania 6.25


De  84,5  0,79  1,602  nQE 
H
60  n
[m]
(6.25)
[m]
(6.26)
Średnicę piasty Di można wyznaczyć z równania 6.26

0,0951
Di   0,25 
 De

nQE 

Zasady obliczeń innych wymiarów można znaleźć w wyżej wymienionych artykułach de Siervo i de
Levy [18] oraz Lugaresiego i Massy [20].
183
6.2.5.
ESHA 2010
Kryteria doboru turbiny
Typ, geometria i wymiary turbiny są w zasadniczy sposób uzależnione od następujących kryteriów:

Spad netto

Zakres przepływów przez turbinę

Szybkość obrotowa

Zagadnienia kawitacyjne

Koszt
Jak wspomniano wcześniej, zarówno projektowanie wstępne, jak i dobór turbiny, przebiegają iteracyjnie.
Spad netto
Spad brutto (lub niwelacyjny) jest zdefiniowany jako różnica rzędnych lustra wody górnej i wody
dolnej w przypadku turbin reakcyjnych lub rzędnej osi dysz w przypadku turbin akcyjnych.
Jak wyjaśniono w podrozdziale 6.2.1 (równanie 6.4), spad netto jest zdefiniowany jako stosunek jednostkowej energii hydraulicznej maszyny do przyspieszenia ziemskiego. Definicja ta jest szczególnie
ważna dla elektrowni średnio- i niskospadowych, gdzie energii kinetycznej wody opuszczającej turbiny nie można lekceważyć.
Pierwszym, kryterium, jakie należy uwzględnić przy doborze turbiny jest spad netto. W tabeli 6.3
wskazano zakresy spadów przy których mogą pracować różne turbiny. Zakresy te częściowo na siebie
nachodzą, gdyż przy niektórych spadach można stosować różne typy turbin.
Tabela 6-3 Zakres zastosowań różnych typów turbin
Typ turbin
Spad netto
Turbiny Kaplana i śmigłowe
2 < Hn < 40
Turbiny Francisa
25 < Hn< 350
Turbiny Peltona
50 < Hn < 1'300
Turbiny o przepływie poprzecznym
5 < Hn < 200
Turbiny Turgo
50 < Hn< 250
Natężenie przepływu
Pojedyncza wartość natężenia przepływu nie jest informacją miarodajną dla doboru turbiny. Konieczna jest znajomość zmienności przepływów w ciągu roku, zwykle reprezentowanej przez krzywą sum
czasów trwania przepływów (FDC), omówioną w rozdziale 3 (podrozdział 3.4).
Na podstawie nomogramu z rysunku 6.26 można określić typ turbiny odpowiadający rozpatrywanej
lokalizacji w zależności od nominalnego natężenia przepływu i spadu netto. Jeśli stwierdzi się wstępnie możliwość instalacji kilku typów turbin, to konieczny jest rachunek techniczno-ekonomiczny,
pozwalający na dobór optymalnej maszyny w funkcji jej mocy, produkcji i nakładów inwestycyjnych.
Należy zwrócić uwagę, że wskazane na rysunku 6.26 granice obszarów zastosowań różnych typów
turbin mogą być różne u różnych producentów.
184
ESHA 2010
Rysunek 6-26 Zakresy zastosowań typów turbin
W przypadku dużych wahań przepływu lub dużych wartości przepływu użytecznego korzystne może
okazać się zainstalowanie większej liczby mniejszych turbin zamiast jednej większej. W takim przypadku hydrozespoły są kolejno załączane w zależności od dostępnego przepływu. Taki sposób prowadzenia ruchu pozwala częściej pracować z najlepsza sprawnością. Wykorzystanie większej liczby
mniejszych turbin pozwala również ograniczyć ciężar i gabaryty każdej z nich, co ułatwia transport i
montaż hydrozespołu w docelowym miejscu zainstalowania. Co więcej, podział przepływu między
większą liczbę hydrozespołów pozwala na dobór większej szybkości obrotowej, co jest korzystne z
uwagi na cenę maszyny elektrycznej i może pozwolić na uniknięcie konieczności stosowania przekładni. W końcu pozwala też operatorowi na zachowanie ciągłości produkcji energii elektrycznej podczas przeprowadzanych przeglądów.
185
ESHA 2010
W przypadku silnych wahań przepływu przy pewnym spadzie średnim, zastosowanie wielodyszowej
turbiny Peltona o niskiej szybkości obrotowej, lecz wysokiej sprawności w szerokim zakresie pracy
może być rozwiązaniem korzystniejszym niż zastosowanie turbiny Francisa. Podobna uwaga dotyczy
również zastosowania turbin Kaplana i Francisa przy niskich spadach (tabela 6.4).
Ostateczny wybór między jednym a większą liczbą hydrozespołów lub między jednym a innym typem
turbiny powinien być wynikiem iteracyjnie prowadzonego rachunku uwzględniającego zarówno nakłady inwestycyjne, jak i produkcję roczną.
Tabela 6-4 Dopuszczalność zmian natężenia przepływu i spadu
Typ turbiny
Dopuszczalność
zmian przepływu
Dopuszczalność
zmian spadu
turbina Peltona
wysoka
niska
turbina Francisa
średnia
niska
turbina Kaplana (podwójna regulacja)
wysoka
wysoka
semi-Kaplan
wysoka
średnia
niska
niska
turbina śmigłowa
Wyróżnik szybkobieżności
Szybkobieżność stanowi miarodajne kryterium doboru turbiny, bez wątpienia bardziej dokładne niż
wspomniane wyżej konwencjonalne nomogramy obszarów zastosowań.
Jeśli chcemy produkować energię elektryczną w elektrowni o spadzie netto 100 m, pracującej przy
natężeniu przepływu 0,9 m3/s, stosując turbinę bezpośrednio sprzęgniętą z generatorem o szybkości
obrotowej 1500 obr/min, to powinniśmy zacząć od obliczenia wyróżnika szybkobieżności według
równania (6.7). Uzyskamy wówczas
nQE = 0.135
Jedynym możliwym rozwiązaniem odpowiadającym tej szybkości obrotowej jest turbina Francisa.
Jeśli na odwrót, akceptujemy niższą szybkość wirowania, to można będzie zaproponować również
turbinę Peltona z 4 dyszami i generatorem wirującym z szybkością obrotową 600 obr/min.
Jeśli chcemy zainstalować turbinę bezpośrednio sprzęgniętą z generatorem o szybkości obrotowej
1000 obr/min, wykorzystując przepływ 0,42 m3/s przy spadzie netto 400 m, to wyróżnik szybkobieżności wyniesie
nQE = 0.022,
co – zgodnie z równaniem (6.17) - wskazuje na turbinę Peltona z pojedynczą dyszą o średnicy
D1 = 0.815 m.
W przypadku, gdy z silnej zmienności przepływu wynika żądanie dobrej sprawności przy obciążeniach częściowych, możliwe jest również zastosowanie turbiny Peltona z dwiema lub większą liczbą
dysz.
186
ESHA 2010
Jak wyjaśniono wcześniej, turbiny Peltona są bardziej precyzyjnie określone przez stosunek D1/B2 niż
przez wyróżnik szybkobieżności. Stosunek ten jest z reguły wyższy niż 2,7. Wartości tego stosunku
nie da się wyznaczyć bez modelowych badań laboratoryjnych.
Kawitacja
Gdy przepływ przyspiesza napotykając układ łopatkowy turbiny, ciśnienie może spaść lokalnie poniżej wartości ciśnienia pary nasyconej wody w danej temperaturze. Dochodzi wówczas do przechodzenia wody w stan gazowy. Na powierzchni ssącej łopatki tworzy się zamknięty obszar wypełniony parą
(kawerna parowa) lub formują się małe pojedyncze pęcherzyki, unoszone następnie poza obszar obniżonego ciśnienia i zanikające w obszarze ciśnienia podwyższonego. Zjawisko to przebiega zwykle
gwałtownie. Po przekroczeniu pewnego rozmiaru krytycznego rozrost pęcherzyków nabiera charakteru eksplozyjnego, a ich zanik przebiega implozyjnie. Nierównowagowy rozrost i zanik pęcherzyków
wskutek zmian ciśnienia lokalnego lub formowanie się kwasistacjonarnych kawern parowo-gazowych
w obszarze obniżonego ciśnienia określa się mianem kawitacji.
Implodujące pęcherzyki generują bardzo silne impulsy ciśnienia, którym towarzyszy hałas (turbina, w
której dochodzi do kawitacji, hałasuje tak, jakby przesypywano przez nią żwir). Powtarzające się oddziaływania implozji pęcherzyków kawitacyjnych w turbinie reakcyjnej, np. w pobliżu łopatek wirnika lub ich piasty, powoduje wżery w materiale łopat turbiny. Z czasem wyrywanie materiału prowadzi
do rozwoju pęknięć między wgłębieniami i usuwania materiału z powierzchni. W ciągu krótkiego
czasu turbina może zostać poważnie uszkodzona i wymagać odstawienia oraz remontu. Niewielka i
stabilna przyłączona kawerna kawitacyjna nie wywiera istotnego wpływu na osiągi turbiny i nie powoduje erozji łopatek.
Kawitacja nie jest zjawiskiem, któremu nie można przeciwdziałać. Badania laboratoryjne pozwalają
na takie zaprojektowanie geometrii i określenie zakresu pracy turbin, by uniknąć tego problemu.
Własności kawitacyjne turbiny i stan zagrożenia kawitacją charakteryzuje wyróżnik kawitacji σ (liczba
Thomy), zdefiniowany w normie IEC 60193 (PN EN 60193) w sposób następujący:

NPSE
gH n
[-]
(6.27)
gdzie NPSE (Net Positive Suction Energy) oznacza antykawitacyjną nadwyżkę jednostkowej energii
ssania, zdefiniowaną wzorem
NPSE 
gdzie patm
p atm  pv


V2
 gH s
2
[J/kg]
(6.28)
= ciśnienie atmosferyczne [Pa]
pv
= ciśnienie pary nasyconej wody [Pa]
ρ
= gęstość wody [kg/m3]
g
= przyspieszenie ziemskie [m/s2]
V
= średnia prędkość na wylocie z rury ssącej [m/s]
Hn
= spad netto [m]
Hs
= wysokość ssania [m]
187
ESHA 2010
Jeśli tzw. instalacyjna liczba kawitacji, σel, określona na podstawie wzoru (6.27) dla warunków panujących w elektrowni, jest niższa od wartości dopuszczalnej σdop,, określonej przez wytwórcę na podstawie badań laboratoryjnych lub obliczeń numerycznych, to należy liczyć się z niepożądanymi skutkami zjawiska: hałasem, podwyższonym poziomem drgań, erozją elementów układu przepływowego,
a w końcu z pogorszeniem własności energetycznych maszyny (obniżenie mocy i sprawności, zmniejszenie przepływu).
Aby uniknąć tych efektów, turbinę należy zainstalować z wysokością ssania Hs nieprzekraczającą
wartości wynikającej z równania (6.29)
Hs 
p atm  pv V 2

  dop  H
g
2 g
[m]
(6.29)
Dodatnia wartość Hs oznacza, że wirnik turbiny znajduje się nad zwierciadłem wody dolnej, natomiast
wartość ujemna – że jest poniżej tego poziomu. W pierwszym przybliżeniu można przyjąć V = 2 m/s.
Dopuszczalną wartość liczby kawitacyjnej Thomy określa się zwykle na podstawie badań modelowych, a jej wartość podaje wytwórca. Niżej przytoczone związki są wynikiem studiów statystycznych
i pozwalają, w pierwszym przybliżeniu, określić wartość σ w zależności od wyróżnika szybkobieżności nQE dla turbin Francisa i Kaplana. Związki te przedstawiają się następująco:
dla turbin Francisa:
1, 41
  1,2715 nQE

V2
2 gH n
[-]
(6.30)
dla turbin Kaplana:
1, 46
  1,5241 nQE

V2
2 gH n
[-]
(6.31)
Należy zwrócić uwagę, że patm maleje z wysokością od około 101 kPa na poziomie morza do 65 kPa
na wysokości 3000 m n.p.m. Wynika stąd, że turbina Francisa o wyróżniku szybkobieżności 0,150,
pracująca przy spadzie 100 m (z odpowiadającą mu wartością σ = 0,090) i znajdująca się w elektrowni
na poziomie morza, wymaga wysokości ssania nie większej niż
Hs 
101 000  880
22

 0,09  100  1,41
1000 9,81
2  9,81
[m]
Jeśli ta sama turbina zostanie zainstalowana w elektrowni na wysokości 2000 m nad poziomem morza,
to najwyższa dopuszczalna wysokość ssania wyniesie
Hs 
79 440  880
22

 0,09  100  0,79
1000 9,81
2  9,81
[m]
Posadowienie to wymagać będzie zagłębienia maszyny pod poziom dolnej wody.
Zbiorczy widok krzywych granicznych liczby kawitacji pokazano na rysunku 6.27.
188
ESHA 2010
10,00
liczba kawitacji, 
turbina Francisa
turbina Kaplana
1,00
0,10
0,01
0,01
0,1
1
wyróżnik szybkobieżności, nQE
Rysunek 6-27 Granice kawitacji
Kontrolę dopasowania wyróżnika szybkobieżności do warunków kawitacyjnych ułatwia nierówność
(6.32):
nQE ≤ 0,686∙σ0,5882
[-]
(6.32)
Należy zwrócić uwagę, że kawitacja może występować lokalnie w czarkach wirnika Peltona, jeśli ich
krawędzie wlotowe nie zostały prawidłowo zaprojektowane lub kształt zweryfikowany podczas badań
laboratoryjnych nie został w pełni dotrzymany w trakcie procesu wytwórczego.
Szybkość obrotowa
Jak pokazuje równanie (6.5), szybkość obrotowa turbiny jest bezpośrednio związana z jej szybkobieżnością, przełykiem i spadem. W małych elektrowniach wodnych instaluje się w miarę możliwości
standardowe generatory o synchronicznych szybkościach obrotowych, które są sprzęgnięte z turbiną
bezpośrednio lub poprzez przekładnię. Podstawowe synchroniczne szybkości obrotowe przypomniano
w tabeli 6.5.
Tabela 6-5 Synchroniczne szybkości obrotowe generatorów
Częstotliwość
Liczba
biegunów
50 Hz
2
Częstotliwość
60 Hz
Liczba
biegunów
50 Hz
60 Hz
3000
3600
16
375
450
4
1500
1800
18
333
400
6
8
1000
750
1200
900
20
22
300
272
360
327
10
600
720
24
250
300
12
500
600
26
231
377
14
428
540
28
214
257
189
ESHA 2010
Szybkość obrotowa rozbiegowa
Każdy typ turbiny charakteryzuje się pewną maksymalną szybkością obrotową. Odpowiada ona obrotom, jakie hydrozespół może osiągnąć po odłączeniu od sieci przy maksymalnej jednostkowej energii
hydraulicznej Ruch odbywa się wówczas z zerową sprawnością, a cała generowana energia mechaniczna ruchu obrotowego jest zużywana na pokonanie sił tarcia. Jak wskazano w tabeli 6.6, zależnie
od typu turbiny, szybkość ta może osiągnąć wartości równe 2÷3 szybkościom obrotowym znamionowym.
Tabela 6.6 Szybkości obrotowe rozbiegowe turbin
Typ turbiny
Obroty rozbiegowe nmax/n
Semi-Kaplan (pojedyncza regulacja)
2.0 - 2.6
Kaplan (podwójna regulacja)
2.8 - 3.2
Francis
1.6 – 2.2
Pelton
1.8 – 1.9
Turgo
1.8 – 1.9
Należy przypomnieć, że koszt generatora i ewentualnego multiplikatora może poważnie wzrosnąć
wraz ze wzrostem rozbiegowej szybkości obrotowej, gdyż urządzenia te trzeba zaprojektować tak, by
wytrzymały naprężenia mechaniczne występujące podczas rozbiegu.
6.2.6.
Sprawność turbiny
Przede wszystkim należy zwrócić uwagę, że sprawność opisuje nie tylko zdolność turbiny do wykorzystania dostępnej energii hydraulicznej w optymalny sposób, ale również jej własności hydrodynamiczne.
Mierna sprawność oznacza, że projekt hydrauliczny nie jest optymalny oraz, że mogą wystąpić pewne
poważne problemy eksploatacyjne (takie, jak np. kawitacja, drgania itp.), które mogą znacznie obniżyć
produkcję roczną oraz doprowadzić do uszkodzenia maszyny.
Każdy operator elektrowni powinien wymagać od wytwórcy gwarancji sprawnościowej (nie gwarancji
mocy) opartej o badania laboratoryjne. Jest to jedyny sposób, by zabezpieczyć się przed niewłaściwą
pracą turbiny. Źródła gwarancji powinny być znane, nawet w przypadku bardzo małych turbin wodnych.
Na rysunku 6.28 pokazano porównanie charakterystyk sprawnościowych małej turbiny zbudowanej
bez gwarancji sprawności i bez prac rozwojowych w laboratorium z charakterystykami turbiny zaprojektowanej przy użyciu dostępnej techniki i opatrzonej gwarancjami.
Właściciel, który chce sprawdzić własności swojej turbiny, ma do wyboru dwa sposoby postępowania.
Pierwszy polega na przeprowadzeniu badań w warunkach eksploatacyjnych, po oddaniu turbiny do
ruchu. Celem osiągnięcia odpowiedniej dokładności pomiaru, należy posłużyć się zaawansowanymi
technikami pomiarowymi, które mogą okazać się kłopotliwe do zastosowania, a niekiedy nie nadające
się do zastosowania w małych elektrowniach wodnych. Dlatego trzeba często sięgać do metod prostszych, których wyniki mogą być zawsze kwestionowane. Jeśli badania wykazują, że gwarantowane
własności energetyczne nie zostały osiągnięte, to jest już z reguły za późno, by można było wprowadzić pożądane zmiany w maszynie. Wypłata kar umownych przez wytwórcę praktycznie nigdy nie
rekompensuje strat produkcji ponoszonych przez właściciela przez cały czas eksploatacji turbiny.
190
ESHA 2010
Druga metoda polega na przeprowadzeniu badań laboratoryjnych turbin geometrycznie podobnych
do prototypów przewidzianych do instalacji w elektrowni. W przypadku małych elektrowni wodnych
rozmiar badanych modeli jest często dość zbliżony do rozmiaru prototypu. Posługując się normami
obowiązującymi w tym zakresie można uzyskać miarodajne i łatwe do przeliczenia wyniki. Co więcej,
podczas badań można obserwować zachowanie się układu przepływowego w całym zakresie pracy.
Można zatem usunąć ewentualne wady przed zbudowaniem maszyny.
Rysunek 6-28 Porównanie wyników pomiaru sprawności turbiny rzeczywistej
zbudowanej bez badań laboratoryjnych i sprawności możliwej do osiągnięcia
przy użyciu sprawdzonych metod projektowych
Sprawność gwarantowana przez wytwórców turbin powinna być weryfikowana zgodnie z normą „Badania odbiorcze przeprowadzane w warunkach eksploatacyjnych celem określenia hydraulicznych
parametrów ruchowych turbin wodnych, pomp zasobnikowych i turbin odwracalnych” (norma IEC
60041, również: PN EN 60041) lub normą “Turbiny wodne, pompy zasobnikowe i pompoturbiny.
Modelowe badania odbiorcze” (norma IEC 60193, również: PN EN 60193). Sprawność definiowana
jest, jako stosunek mocy oddawanej przez turbinę (moc mechaniczna na wale turbiny) do mocy hydraulicznej surowej, zdefiniowanej równaniem (6.1), co można zapisać wzorem:

Pmech
Ph
[-]
(6.33)
Jak pokazano na rysunku 6.29, turbina nie ogranicza się do samego wirnika. Normy międzynarodowe
jednoznacznie definiują granice turbiny i wytwórca musi formułować swoje gwarancje w odniesieniu
do tych granic. Wytwórca wskazuje również warunki, jakich powinien dotrzymywać właściciel – takie, jak rozkład prędkości i odchylenie przepływu na ujęciu wody elektrowni niskospadowych.
Należy przypomnieć, że w przypadku turbin akcyjnych (Peltona i Turgo), spad mierzony jest względem osi dyszy, która zawsze znajduje się nad zwierciadłem dolnej wody. Prowadzi to do zmniejszenia
spadu netto. Różnica nie jest zaniedbywalna w przypadku elektrowni średniospadowych, kiedy porównuje się parametry energetyczne turbin akcyjnych i turbin reakcyjnych, wykorzystujących pełen
spad niwelacyjny.
191
ESHA 2010
Rysunek 6-29 Schemat strat energii w elektrowni wodnej
W przypadku turbin reakcyjnych, straty hydrauliczne obejmują przede wszystkim straty na doprowadzeniu wody do turbiny, jak również straty tarcia w komorze spiralnej, w palisadzie łopatek wsporczych i kierowniczych, w wirniku oraz w rurze ssącej i na jej wylocie.
Rurę ssącą (dyfuzor) projektuje się tak, by był on w stanie odzyskać możliwie dużą część energii kinetycznej wody opuszczającej łopatki wirnika. Ta pozostała energia kinetyczna ma istotne znaczenie w
przypadku bardzo niskich spadów (< 5 m), dla których może ona osiągać do 80 % energii związanej
ze spadem netto, podczas gdy w przypadku spadów średnich, wykracza ona rzadko poza przedział 3
do 4 %. Rura ssąca oddziałuje w taki sposób na pracę turbiny i jej sprawność, że tylko wytwórca turbiny może zaprojektować ją prawidłowo, zgodnie z wynikami swoich doświadczeń laboratoryjnych.
Na rysunku 6.30 (który należy stosować razem z tabelą 6.7) pokazano typowe krzywe sprawności
gwarantowane przez wytwórców dla kilku typów turbin. Aby wyznaczyć sprawność hydrozespołu,
sprawność turbiny należy przemnożyć przez sprawności ewentualnego multiplikatora obrotów oraz
generatora.
Rysunek 6-30 Typowe sprawności małych turbin wodnych
192
ESHA 2010
Jak pokazano na rysunku, sprawność turbiny zmienia się z natężeniem przepływu. Maksymalne natężenie przepływu turbiny reakcyjnej z reguły nie odpowiada najwyższej sprawności, która występuje
przy niższych obciążeniach. Wartości wskazane w tabeli 6.7 odpowiadają sprawnościom w optymalnym punkcie pracy, a nie pracy z przepływem projektowym lub maksymalnym.
Turbiny Kaplana (o podwójnej regulacji) i turbiny Peltona mogą pracować zadowalająco w szerokim
zakresie natężeń przepływu (< 20% do 100%). Turbiny typu semi-Kaplan mogą pracować zadowalająco od jednej trzeciej, a turbiny typu Francisa – od połowy przełyku znamionowego. Przy przepływach mniejszych niż 40 % przełyku znamionowego turbiny Francisa mogą wykazywać niestabilności
wywołujące drgania i uderzenia mechaniczne.
Tabela 6-7 : Typowe sprawności małych turbin wodnych
Typ turbiny
Najwyższa sprawność
Semi-Kaplan (pojedyncza regulacja)
0.91
Kaplan (podwójna regulacja)
0.93
Francis
0.94
Pelton (n dysz)
0.90
Pelton (1 dysza)
0.89
Turgo
0.85
Turbiny śmigłowe wyposażone w kierownice i wirniki z łopatkami stałymi mogą pracować zadowalająco tylko w ograniczonym zakresie natężeń przepływu wokół przepływu znamionowego. Należy
zauważyć, że pojedynczo regulowane turbiny o przepływie osiowym mogą pracować efektywnie,
tylko w przypadku, gdy to łopatki wirnika są nastawialne.
6.3. Inne maszyny hydrauliczne
Preferencje dla małych rozproszonych źródeł energii odnawialnej oraz nowe możliwości techniczne
dotyczące przenoszenia napędu sprawiły, że już w latach 90-tych wzrosło w Europie zainteresowanie
zagospodarowaniem piętrzeń o niewielkich spadach i niewielkim natężeniu przepływu, wykorzystywanych niegdyś do napędu urządzeń młyńskich. W obiektach o mocy do kilkunastu kilowatów stosuje
się niekiedy hydrozespoły z kołami wodnymi nowej generacji, wykonywanymi ze stali nierdzewnej i
sprzęgniętymi poprzez przekładnię planetarną z generatorem (fotografia 6-9). Na stronie internetowej
firmy BEGA z Bochum (Niemcy) wskazano blisko 30 obiektów z zainstalowanymi dotąd hydrozespołami tego typu.
Znacznie większe zainteresowanie budzi od kilkunastu lat zastosowanie śruby Archimedesa, jako wirnika grawitacyjnej maszyny hydroenergetycznej (fotografia 6-10). Zasadniczym elementem maszyny
jest ślimacznica o geometrii śruby Archimedesa, umieszczona w specjalnej rynnie. Woda spływająca
rynną wywiera nacisk na powierzchnie zwojów ślimacznicy wprawiając ją w ruch obrotowy, który
poprzez wał i przekładnię przenoszony jest następnie na wirnik umieszczonego wyżej generatora.
Według informacji firmy Ritz-Atro, hydrozespoły z śrubą Archimedesa znajdują zastosowanie przy
piętrzeniach poniżej 10 m i natężeniach przepływu do 5,5 m3/s. Własności energetyczne maszyn grawitacyjnych z wirnikiem śrubowym są porównywalne z własnościami turbin wodnych pracujących
w podobnych warunkach, przy znacznie niższych kosztach urządzeń i ich instalacji (rysunek 6.31).
Dodatkową zaletą jest brak zagrożenia dla ryb wędrujących z prądem wody.
193
Fot. 6-9 Współczesne koło
wodne na hali montażowej
firmy BEGA [34]
ESHA 2010
Fot. 6-10 Hydrozespół z śrubą Archimedesa (firma Ritz-Atro)
przy młynie Diebacher Rödermühle na Soławie Frankońskiej
[35]
Rys.6-31 Krzywe sprawności maszyny grawitacyjnej z wirnikiem śrubowym, koła wodnego
nasiębiernego oraz turbin wodnych o pojedynczej i podwójnej regulacji [35]
6.4. Multiplikatory obrotów
Gdy turbina i generator pracują z tą samą szybkością obrotową, a ich wały mogą zostać zainstalowane
współosiowo, to właściwym rozwiązaniem jest bezpośrednie ich sprzęgnięcie. Rozwiązanie to pozwala uniknąć strat mechanicznych w przekładni i zredukować czynności obsługowe z uwagi na brak
organu transmisji momentu napędowego. Wytwórcy turbin proponują bądź użycie sprzęgła sztywnego
bądź elastycznego, pozwalającego na skorygowanie niewielkiego niewyosiowania. Współcześnie obserwuje się w małej energetyce wodnej tendencję do zmniejszania liczby łożysk, w związku z czym
wirniki turbin Peltona i Francisa są montowane coraz częściej bezpośrednio na wale generatora.
Podwyższanie szybkości obrotowej spotyka się prawie wyłącznie w obiektach niskospadowych, w
których szybkość obrotowa turbiny jest niższa niż 428,57 obr/min. W takich przypadkach trzeba uciec
się do rozwiązania z multiplikatorem pozwalającym zastosować standardowy generator o szybkości
obrotowej między 750 a 1500 obr/min. W przypadku małych mocy jest to z reguły rozwiązanie lepiej
194
ESHA 2010
uzasadnione ekonomicznie od montażu generatora specjalnie dostosowanego do konkretnej instalacji.
Z drugiej strony warto wspomnieć, że dzisiaj wytwórcy generatorów proponują również maszyny
niskoobrotowe, umożliwiające często sprzęgnięcie bezpośrednie.
6.4.1.
Typy multiplikatorów obrotów
Rysunek 6-32 Multiplikator obrotów zębaty
do wałów równoległych
Rysunek 6-33 Multiplikator obrotów zębaty
stożkowy
Rysunek 6-34 Multiplikator obrotów pasowy
195
ESHA 2010
Zależnie od użytej przekładni, multiplikatory obrotów klasyfikuje się w sposób następujący:
 Multiplikatory zębate do wałów równoległych szczególnie atrakcyjne w przypadku hydrozespołów średniej mocy, wykorzystujące walcowe przekładnie zębate. Na rysunku 6.31 pokazano taki
multiplikator sprzęgnięty z turbiną Kaplana w ułożeniu pionowym.
 Multiplikatory stożkowe o zastosowaniu ograniczonym zwykle do obiektów o małych mocach,
wykorzystujące przekładnie zębate kątowe. Na rysunku 6.32 pokazano multiplikator dwustopniowy. Pierwszy stopień tworzy przekładnia planetarna (podtyp przekładni walcowej), stopień
drugi jest multiplikatorem z przekładnią kątową.
 Multiplikator pasowy, stosowany zwykle w obiektach o niskich mocach, jest łatwy w obsłudze i
w dobrych warunkach pracy zapewnia wysoką niezawodność (patrz rysunek 6.33)
6.4.2.
Projektowanie multiplikatora obrotów
Skrzynia multiplikatora zębatego powinna być zaprojektowana w sposób zapewniający właściwe
osiowanie elementów przekładni w najbardziej niekorzystnych warunkach. Wykonuje się ją zwykle w
postaci usztywnionej spawanej konstrukcji stalowej zdolnej do przejęcia obciążeń wynikających z
momentu napędowego turbiny i naporu osiowego.
Nawet niewielki brak synchronizacji obrotów wirnika generatora i turbiny, zrzut obciążenia i każda
inna awaria systemu generuje bardzo wysokie naprężenia w przekładniach zębatych. Z tego względu
multiplikator obrotów powinien być wyposażony w ogranicznik momentu, powodujący rozprzęgnięcie
multiplikatora po pojawieniu się siły o nadmiernej wartości. Należy również zauważyć, że multiplikatory są silnie obciążone w trakcie uruchamiania hydrozespołu, zwłaszcza podczas synchronizacji z
siecią.
Zasadnicze znaczenie dla odpowiedniego poziomu niezawodności ma właściwe smarowanie. Niezmiernie ważne jest, by jakość, objętość, lepkość i temperatura oleju zawsze mieściły się w granicach
określonych w specyfikacjach. Niezawodność układu smarowania można podnieść stosując system
dublowany - z dwiema pompami i dwoma filtrami olejowymi.
Jakość wykonania zębów kół zębatych ma również pierwszorzędne znaczenie. W celu uniknięcia
szybkiego pojawienia się pęknięć zmęczeniowych należy upewnić się, że kontakt mechaniczny jest
liniowy, rozłożony wzdłuż całego zęba, a nie punktowy.
Multiplikatory obrotów projektuje się zgodnie z normami międzynarodowymi (AGMA 2001, ISO
6336 lub DIN 3990), stosując bardzo zachowawcze kryteria, które często stoją w konflikcie z tendencją do redukcji kosztów. Multiplikator jest bardzo wrażliwym elementem wyposażenia elektrowni,
dlatego też nie należy dążyć do tańszego rozwiązania bez przeprowadzenia pogłębionej analizy naprężeń zmęczeniowych. Pod uwagę wziąć należy również obróbkę cieplną, jakość obróbki zębów przekładni oraz własności metalurgiczne, w tym zalety i wady odlewania z utwardzaniem oraz azotowania.
Czynniki te mają istotny wpływ na jakość urządzenia.
Warto przypomnieć, że multiplikator obrotów nie powinien być wytwarzany na podstawie dokumentacji konstrukcyjnej reduktora obrotów. Multiplikator nie jest odwróconym reduktorem, lecz urządzeniem projektowanym według osobnych zasad.
Dobór łożysk ma również zasadnicze znaczenie. Przy mocach poniżej 1 MW stosuje się zwykle łożyska toczne. Dzisiaj wytwórcy zaczynają stosować tę technologię również do turbin o mocy do 5 MW.
196
ESHA 2010
Inne możliwości oferuje zastosowanie łożysk smarowanych hydrodynamicznie (ślizgowych):

Żywotność łożysk tocznych jest zwykle ograniczona przez zjawiska zmęczeniowe (do około
100 000 godzin), podczas gdy łożyska smarowane hydrodynamicznie posiadają żywotność
praktycznie nieograniczoną.

W przeciwieństwie do łożysk tocznych, w łożyskach smarowanych hydrodynamicznie dopuszcza się pewne zanieczyszczenie oleju.
W przypadku małych hydrozespołów preferuje się łożyska toczne smarowane jednorazowo i niewymagające pomocniczego układu smarowania.
6.4.3.
Obsługa multiplikatora
Przynajmniej 70 % awarii multiplikatorów obrotów wynika ze złej jakości lub niedostatecznej ilości
oleju smarującego. Nierzadko dochodzi też do zatkania filtrów lub przedostania się wody do obiegu.
Zapobiegawcze czynności obsługowe są niezbędne. Najlepszym rozwiązaniem jest okresowa analiza
laboratoryjna czynnika smarnego celem sprawdzenia, czy odpowiada on specyfikacji.
Multiplikatory poważnie zwiększają hałas w budynku i wymagają starannej obsługi, a ich straty mechaniczne wywołane tarciem mogą przekraczać 2 % mocy wyjściowej. Z tego powodu często bada się
możliwość stosowania rozwiązań alternatywnych, takich, jak np. generatory niskoobrotowe.
6.5. Generatory
W generatorach dokonuje się przemiana energii mechanicznej na elektryczną. Chociaż we wczesnym
okresie elektryfikacji większość elektrowni dostarczała prąd stały zgodnie z ówczesnym zapotrzebowaniem, to dzisiaj – z wyjątkiem nielicznych instalacji o bardzo małych mocach – stosuje się tylko
generatory na trójfazowy prąd przemienny. Zależnie od własności sieci elektroenergetycznej, wytwórca może wybrać:
 Generatory synchroniczne. Generatory te są wyposażone w wirujący lub statyczny układ
wzbudzenia na prąd stały lub magnesy trwałe, połączony z regulatorem napięcia sterującym napięciem wyjściowym zanim generator zostanie podłączony do sieci. Są one źródłem mocy
biernej wymaganej przez sieć. Generatory synchroniczne mogą pracować na sieć wydzieloną,
gdyż ich wzbudzenie nie musi zależeć od sieci. W przypadku wzbudzenia statycznego uruchomienie hydrozespołu wymaga dodatkowego źródła zasilania (np. agregat prądotwórczy).
 Generatory asynchroniczne. Są to zwykle klatkowe silniki indukcyjne bez możliwości regulacji napięcia, pracujące z szybkością obrotową związaną z częstotliwością sieci elektroenergetycznej. Prąd wzbudzenia pobierają z sieci zużywając energię bierną, niezbędną na wytworzenie
wirującego pola magnetycznego. Jest to powód, dla którego z reguły konieczne jest dołączenie
baterii kondensatorów pozwalającej na kompensację pobieranej mocy biernej. Generatory asynchroniczne nie mogą pracować na sieć wydzieloną, ponieważ nie są w stanie zapewnić sobie
odpowiedniego prądu wzbudzenia, niemniej są wykorzystywane w bardzo małych instalacjach
autonomicznych jako najtańsze rozwiązania, gdy nie stawia się wysokich wymagań dotyczących parametrów dostarczanej energii elektrycznej.
Chociaż tradycyjnie uważa się, że przy mocy poniżej 1 MW generatory synchroniczne są droższe od
generatorów asynchronicznych, to obecnie granica ta ulega przesunięciu w kierunku niższych wartości. Po uwzględnieniu faktu, że w przypadku maszyny synchronicznej unika się baterii kondensatorów, koszty przy mocach powyżej 100 kW są porównywalne. Generatory synchroniczne wykorzystuje
się w szczególności w przypadku, gdy ich moc stanowi znaczącą część mocy sieci, do których są one
podłączone. Generatory asynchroniczne, tańsze w przypadku małych mocy, wymagają stabilnej sieci
elektroenergetycznej. Ich moc powinna stanowić zatem niewielką część mocy całej sieci. Sprawność
sięga 95 % w przypadku maszyny o mocy 100 kW i może przekroczyć 97 % w przypadku mocy powyżej 1 MW (tabela 6.8). Sprawność generatorów synchronicznych jest zwykle trochę wyższa niż
197
ESHA 2010
sprawność maszyn asynchronicznych. Gdy moc pozorna przekracza kilka MVA, z reguły instaluje się
generatory synchroniczne.
Od kilku lat do dyspozycji są także układy ze zmienną szybkością obrotową i stałą częstotliwością
generowanego napięcia. W układach tych szybkość obrotowa turbin może się zmieniać, chociaż napięcie i jego częstotliwość pozostają stałe i niezdeformowane. Przemiennik częstotliwości, stosowany
celem podłączenia generatora do sieci poprzez obwód pośredniczący prądu stałego może zostać zsynchronizowany z siecią nawet zanim wirnik generatora zacznie się obracać.
Tabela 6.8 Typowe sprawności małych generatorów
Moc znamionowa [kW]
Najwyższa sprawność
10
0.910
50
0.940
100
0.950
250
0.955
500
0.960
1000
0.970
Układ ten jest szczególnie atrakcyjny w przypadku silnie zmiennego spadu netto. Umożliwia dostosowanie szybkości obrotowej turbiny do warunków przepływu. Proponuje się go często w takich
przypadkach jako sposób poprawy osiągów turbiny. Pozwala ponadto na pracę turbiny przy ekstremalnych zmianach spadu. Praca z niesynchroniczną szybkością obrotową może być też korzystna w
przypadku, gdy optymalna szybkość obrotowa turbiny lokuje się między dwiema szybkościami synchronicznymi (wynosi np. 1283 obr/min).
Wbrew obiegowej opinii zmienna szybkość obrotowa nie pozwala dostosować się do znaczących
zmian natężenia przepływu. Turbiny Kaplana nie można zatem zastąpić turbiną śmigłową o zmiennej
szybkości obrotowej. Należy zwrócić uwagę, że przy niskich spadach turbina Kaplana (o podwójnej
regulacji) pozwala dostosować się do spadu, podobnie jak maszyna o zmiennej szybkości obrotowej.
W małej energetyce wodnej standardowe napięcia małych generatorów wynoszą 400 lub 690 V. Pozwalają one na wykorzystanie standardowych transformatorów nn/SN jako transformatorów wyjściowych i wykorzystać generowany prąd do zasilania urządzeń pomocniczych elektrowni. W przypadku
mocy pozornej powyżej kilku MVA dostępne są generatory pracujące na napięciu średnim (SN) rzędu
kilku kV. Podłączenia do sieci dokonuje się zatem bez transformatora lub przy użyciu transformatora
specjalnego SN/WN. Zasilanie urządzeń pomocniczych realizowane jest za pomocą niezależnego
transformatora WN/nn.
6.5.1.
Konfiguracje generatorów
Generatory mogą być wytwarzane z przeznaczeniem do instalacji w układzie z osią poziomą lub pionową. Na rysunku 6.34 pokazano turbinę Kaplana o osi pionowej z wirnikiem wirującym z szybkością
obrotową 214 obr/min, bezpośrednio sprzęgniętą z niskoobrotowym generatorem o 28 biegunach.
Ponieważ bezwładność małych maszyn bywa niewielka, często instaluje się koło zamachowe umożliwiające złagodzenie zmian szybkości obrotowej i zapewniające w ten sposób stabilność pracy elektrowni.
Innym kryterium, według którego charakteryzuje się generatory, jest usytuowanie ich łożysk. Typy
łożysk są różne, zależnie od tego czy napór hydrauliczny ma być przejmowany przez łożysko genera-
198
ESHA 2010
tora, czy też łożysko turbiny. Z drugiej strony, łożyska powinny być różnie wymiarowane zależnie od
tego czy wirnik turbiny nie jest, czy też jest osadzony na wale generatora. Ten ostatni układ, spotykany zwłaszcza w turbinach Peltona i Francisa, jest szczególnie korzystny, gdyż pozwala ograniczyć
liczbę łożysk do dwóch i uniknąć w ten sposób problemów osiowania. Zaleca się zatem stosowanie
tego rozwiązania zawsze, gdy jest to możliwe.
Małe generatory pracują z reguły z systemem chłodzenia o obiegu otwartym, lecz w przypadku większych hydrozespołów zaleca się stosowanie układów chłodzenia o obiegu zamkniętym z wymiennikami ciepła powietrze/woda.
Rysunek 6-35 Generator o osi pionowej, bezpośrednio sprzęgnięty z turbiną Kaplana
6.5.2.
Układy wzbudzenia
Prąd wzbudzenia niezbędny do pracy generatora synchronicznego może być dostarczany z małej
prądnicy prądu stałego, zwanej wzbudnicą i napędzaną z wału głównego. Moc pobierana przez tę
prądnicę wynosi 0,5 do 1,0 % całkowitej mocy generatora. Obecnie prądnice te są wypierane przez
układy wzbudzenia statycznego, lecz wiele wzbudnic wirujących jest wciąż w użyciu.
Wzbudnice wirujące
Wirniki generatora głównego i wzbudnicy są z reguły osadzone na wale głównym. W większych generatorach używa się również wzbudnicy pilotowej ze wzbudzeniem magnesami trwałymi. Dostarcza
ona prąd wzbudzenia do wzbudnicy głównej, która wytwarza z kolei prąd wzbudzenia dla generatora.
Wzbudnice bezszczotkowe
W małych generatorach cewki wzbudnicy umieszczane są na stojanie i generują prąd przemienny w
uzwojeniach wirnika. Prostownik obracający się wraz z wałem przetwarza go na prąd stały zasilający
uzwojenia wzbudzenia generatora głównego bez potrzeby stosowania szczotek. Regulację napięcia
uzyskuje się sterując prądem w uzwojeniach wzbudzających wzbudnicy.
Wzbudnice statyczne
Wzbudnicę statyczną stanowi prostownik podłączony do sieci, który dostarcza prąd stały do uzwojeń
wzbudzających pole magnetyczne w generatorze. Regulacja napięcia i współczynnika mocy czynnej
przebiega w taki sam sposób, jak w przypadku wzbudnicy wirującej. Wzbudnice statyczne są bardzo
trwałe, łatwe do obsługi i wysokosprawne. Reakcja na oscylacje napięcia w generatorze jest bardzo
dobra (sprzyjająca ich wytłumieniu).
199
6.5.3.
ESHA 2010
Regulacja napięcia i synchronizacja
Generatory asynchroniczne
W celu wytworzenia pola magnetycznego generator asynchroniczny musi pobierać moc bierną z sieci
trójfazowej. Sieć określa częstotliwość pola wirującego w stojanie i tym samym synchroniczną szybkość obrotową, powyżej której powinien być napędzany wirnik.
Załączenie generatora asynchronicznego do sieci powinno nastąpić przy szybkości obrotowej zbliżonej do synchronicznej w celu uniknięcia uderzeń prądowych i szkodliwych zjawisk dynamicznych.
Szybkość obrotowa generatora równa się szybkości synchronicznej powiększonej o poślizg zależny od
obciążenia momentem obrotowym turbiny.
Generatory synchroniczne
Podczas uruchamiania hydrozespołu turbina stopniowo przyspiesza zwiększając swój przełyk. Kontroluje się napięcie, częstotliwość, fazę i kierunek obrotów generatora. Regulacji dokonuje się poprzez
turbinę, sterując jej mocą tak, aby na wyjściu wszystkie wyżej wymienione wielkości były takie same,
jak w sieci. Gdy do tego dojdzie, następuje załączenie generatora do sieci i rozpoczyna się generacja
mocy elektrycznej. W przypadku pracy na sieć wydzieloną regulator napięcia powinien utrzymywać
stałe, założone napięcie, niezależnie od obciążenia. W przypadku sieci sztywnej regulator utrzymuje
zadany współczynnik mocy lub moc bierną.
6.6. Sterowanie turbiną
Każda turbina projektowana jest na pewien spad netto i pewien przełyk, tj. konkretne warunki pracy.
Każda zmiana tych warunków wymaga otwierania lub zamykania organów regulacyjnych takich, jak
łopatki kierownicy, łopatki wirnika, czy zawory iglicowe, które utrzymują zadaną wartość jednego z
następujących parametrów: mocy wyjściowej, poziom wody na jej ujęciu lub natężenie przepływu. W
przypadku, gdy natężenie przepływu w rzece będzie wyższe od przełyku turbin, nie ma innej możliwości sterowania poziomem wody w zbiorniku niż poprzez regulację zamknięć jazu.
W elektrowniach pracujących na sieć wydzieloną lub sieć o mocy porównywalnej z mocą elektrowni,
poza sterowaniem przepływem w zależności od wody do dyspozycji, trzeba regulować również szybkość obrotową wirnika, od której zależy częstotliwość wytwarzanego prądu. Jeśli generator jest dociążany (rosnące zapotrzebowanie sieci), turbina zwalnia. Na odwrót, turbina przyspiesza, gdy generator
jest odciążany.
Istnieją dwa sposoby utrzymania stałej szybkości obrotowej wirnika przy zmiennym obciążeniu zewnętrznym: bądź poprzez zmianę mocy turbiny, bądź posługując się zmiennym obciążeniem balastowym generatora.
W pierwszej metodzie, regulacji szybkości obrotowej (częstotliwości) dokonuje się zwykle zmieniając
natężenie przepływu i dostosowując produkcję do zapotrzebowania sieci. Ruch jest prowadzony przez
układ regulacji przepływu sterujący serwomotorami kierownicy, wirnika (turbina typu semi-Kaplan)
lub iglic dysz. Otwarcie organów regulacyjnych jest kontrolowane przez układ sprzężenia zwrotnego
(odwodzenia) przekazujący informacje w sposób ciągły do układu sterowania i nadzoru. Tego rodzaju
urządzenia określa się mianem regulatorów obrotów.
W drugiej metodzie zakłada się stałe obciążenie. Turbina zachowuje się tak, jak podczas współpracy z
siecią sztywną i wykorzystuje dostępny przepływ w granicach swojego przełyku instalowanego. Przy
stałym obciążeniu, stała pozostaje też szybkość obrotowa. Gdy zapotrzebowanie sieci spada, turbina
wykazuje tendencję do przyspieszania. Przyspieszenie to jest wykrywane przez czujnik obrotów i regulator obciążenia uruchamia rezystor regulowany w taki sposób, by skompensować niskie obciąże-
200
ESHA 2010
nie. Odwrotne działanie ma miejsce, gdy zapotrzebowanie ponownie wzrasta. Ten typ regulacji stosuje
się zasadniczo wtedy, gdy ilość wody do dyspozycji jest cały czas wyższa od ilości wody pobieranej
przez układ przepływowy elektrowni.
Regulatory szybkości obrotowej nie mają ograniczenia mocy, natomiast elektroniczne regulatory mocy, pracujące według drugiej metody rzadko współpracują z hydrozespołami o mocy wyższej niż
100÷150 kW.
Regulatory szybkości obrotowej
Regulator jest zespołem urządzeń i mechanizmów wykrywających odchylenie szybkości obrotowej i
przetwarzających je w polecenie zmiany położenia serwomotoru. Czujnik obrotów wykrywa odchylenie szybkości obrotowej od wartości nastawionej i wysyła sygnał przetwarzany ostatecznie na polecenie dla serwomotoru, hydraulicznego lub elektrycznego, napędzającego organy regulacji przepływu
przez turbinę. W przypadku turbiny Francisa uruchamiany jest pierścień kierownicy, co powoduje
zmianę położenia łopatek kierownicy. W przypadku turbiny Peltona uruchamiane jest ciągadło iglicy.
W końcu, w przypadku turbiny Kaplana steruje on bezpośrednio łopatkami wirnika (turbina typu semi-Kaplan) lub łopatkami kierownicy i wirnika (turbina o podwójnej regulacji). Serwomotory muszą
być w stanie z każdej pozycji pokonać siły tarcia i siły hydrauliczne.
Do dyspozycji są różne typy regulatorów: mechaniczne, mechaniczno-hydrauliczne, elektrohydrauliczne lub mechaniczno-elektryczne.
1
4
2
zlew
3
zasilanie
zlew
6
5
7
Rysunek 6-36 Mechaniczno-hydrauliczny regulator szybkości obrotowej turbiny Francisa:
1 - wahadło odśrodkowe, 2 - dźwignia rozrządcza, 3 - izodrom, 4 - rozdzielacz oleju,
5 - siłownik kierownicy, 6 - dźwignia odwodzenia, 7 - mechanizm nastawczy kierownicy
Regulatory czysto mechaniczne stosuje się do zupełnie małych turbin, w których organem regulacji
przepływu łatwo jest sterować bez większego wysiłku. Regulatory te wykorzystują układ mas wirujących (regulatory odśrodkowe) napędzanych z wału turbiny. W miarę unoszenia się lub opadania mas
w zależności od szybkości obrotowej turbiny, przemieszcza się cięgno sterujące organem regulacyjnym.
201
ESHA 2010
W przeszłości najczęściej stosowanym regulatorem był regulator mechaniczno-hydrauliczny (rysunek
6.35), wykorzystujący również układ mas wirujących, lecz znacznie lżejszy i bardziej precyzyjny niż
układ wykorzystywany w regulatorze czysto mechanicznym. W miarę narastania zapotrzebowania
sieci szybkość obrotów zmniejsza się, masy wirujące opadają i uruchamiają suwak rozdzielacza oleju,
otwierając dopływ do przestrzeni przed tłokiem siłownika. Olej pod ciśnieniem działa na tłok siłownika, który uruchamia organy regulacji przepływu przez turbinę. Odwrotne działanie występuje w przypadku wzrostu szybkości obrotowej.
Fot. 6-11 Układ olejowy ciśnieniowy zasilający siłownik
kierownicy turbiny Francisa w Elektrowni Wodnej Borowo na Drawie (Polska)
Pojawienie się elektroniki i niezawodnych czujników szybkości obrotowej stanowiło od razu zapowiedź końca ery regulatorów odśrodkowych. Współczesne regulatory elektro-hydrauliczne wyposażone są w czujnik obrotów zamontowany na wale generatora. Czujnik ten mierzy w sposób szybkość
obrotową wału. Wynik pomiaru jest porównywany z szybkością obrotową odniesienia. Jeśli sygnał
czujnika różni się od sygnału referencyjnego, to emituje on sygnał błędu (dodatni lub ujemny), który –
po wzmocnieniu – przesyłany jest do rozdzielacza serwomotoru, który działa w wymaganym kierunku. Organ regulacyjny jest z reguły napędzany za pomocą siłownika hydraulicznego do którego olej
doprowadzany jest poprzez zawory regulacyjne z hydraulicznego układu wysokiego ciśnienia (UOC układ olejowy ciśnieniowy) (Fot.6.9). Na układ olejowy ciśnieniowy składa się zbiornik zlewowy,
pompa olejowa zasilająca układ i akumulator energii, w którym magazynowany jest olej pod ciśnieniem, zapewniającym możliwość odstawienia hydrozespołu w przypadku awarii sieci. Wszystkie
wcześniej opisane układy dostosowują w sposób ciągły nastawy organów regulacji przepływów, które
mogą być źródłem problemów ze stabilnością układu. Dla zapewnienia szybkiego i stabilnego przestawiania organów regulacyjnych z jak najmniejszymi odchyleniami szybkości obrotowej od wartości
zadanej podczas zmian parametrów pracy, konieczne jest dodatkowe urządzenie. W olejowych regulatorach ciśnieniowych osiąga się to stosując amortyzator (izodrom), który powoduje niepełne przenoszenie zmian i spowalnia ruch suwaka rozdzielacza (patrz rysunek 6.35). Współczesne układy regulacji korzystają z regulatorów elektronicznych - typu proporcjonalnego, całkującego i różniczkującego,
pozwalających na minimalizację oscylacji szybkości obrotowej podczas procesu regulacyjnego.
202
ESHA 2010
Hydrozespół podłączony do stabilnej sieci elektroenergetycznej (tzn. sieci, w której moc jest znacznie
większa niż moc elektrowni) nie wymaga regulacji szybkości obrotowej, gdyż to zadanie przypisane
jest sieci. Niemniej, w przypadku nagłego odłączenia generatora, np. wskutek awarii sieci, turbina
przyspiesza aż do osiągnięcia obrotów rozbiegowych. Generator i multiplikator obrotów muszą być
zaprojektowane tak, by wytrzymać takie obroty przez czas wystarczająco długi, by pozwolić na zamknięcie organów regulacji przepływu bez spowodowania uderzenia hydraulicznego, niedopuszczalnego dla ewentualnego rurociągu derywacyjnego.
Dla regulacji szybkości obrotowej potrzebna jest dostateczna bezwładność elementów wirujących.
Ponieważ bezwładność małych hydrozespołów jest z reguły niewielka, niekiedy trzeba przewidzieć
koło zamachowe, zamocowane na wale turbiny lub generatora. Dodatkowy moment bezwładności
pozwala ograniczyć przyspieszenie w przypadku awarii sieci. Podstawowe równanie dynamiki układu
wirującego zapisuje się następująco:
J
gdzie: J

Tturb
Tobc
=
=
=
=
d
 Tturb  Tobc
dt
moment bezwładności elementów wirujących
prędkość kątowa
moment napędowy turbiny
moment wywołany obciążeniem
[Nm]
(6.34)
[kgm2]
[rad/s]
[Nm]
[Nm]
Gdy Tturb jest równe Tobc, to d /dt = 0 i  = const, co oznacza ustalony ruch hydrozespołu. Gdy Tturb
jest większe lub mniejsze od Tobc, to  nie jest stała i regulator powinien interweniować tak, aby moc
dostarczana przez hydrozespół została dostosowana do zapotrzebowania sieci elektroenergetycznej.
Niemniej, nie należy zapominać, że szybkie zmiany przełyku turbiny wprowadzają oczywiste zmiany
prędkości przepływu w rurociągu ciśnieniowym (derywacyjnym). Efektowi stabilizującemu koła zamachowego przeciwdziała zatem efekt destabilizujący słupa wody. Stała czasowa rozruchu, tj. czas
potrzebny by hydrozespół zwiększył swą szybkość obrotową od zera do wartości eksploatacyjnej przy
znamionowym momencie napędowym, określona jest wzorem:
tm  J 
2
P
[s]
(6.35)
gdzie moment bezwładności zespołu wirującego J stanowi iloczyn jego masy przez kwadrat promienia
żyroskopowego, zaś P jest mocą znamionową.
Stała czasowa bezwładności wody, charakteryzująca czas niezbędny dla przyspieszenia słupa wody od
prędkości zerowej do pewnej innej prędkości V przy stałej jednostkowej energii hydraulicznej gH,
określona jest wzorem;
 L V
[s]
(6.36)
tv 
gH
gdzie
gH = jednostkowa energia hydrauliczna turbiny
L = długość słupa wody
V = prędkość wody
[J/kg]
[m]
[m/s]
Dla uzyskania dobrej regulacji trzeba, by spełniony był warunek t m/tv > 4. Stałe czasowe bezwładności
wody z reguły nie przekraczają 2,5 s. Jeśli czas ten jest dłuższy, to trzeba rozważyć bądź zmniejszenie
prędkości wody poprzez dobór przewodu o większej średnicy, bądź zmniejszenie jego długości poprzez instalację wieży wyrównawczej. Można również zwiększyć bezwładność elementów wirujących
poprzez instalację koła zamachowego przy generatorze. Należy zwrócić uwagę, że wzrost bezwładności części wirujących spowoduje obniżenie amplitudy uderzenia hydraulicznego i obniży chwilową
zwyżkę szybkości obrotowej.
203
ESHA 2010
6.7. Wyposażenie rozdzielnic
W wielu krajach przepisy dotyczące dostaw energii elektrycznej nakładają na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek utrzymania bezpieczeństwa i jakości dostaw w określonych granicach. Niezależny producent energii elektrycznej musi sprawić, że jego elektrownia będzie działać zgodnie z wynikającymi stąd zobowiązaniami i zainstalować różne niezbędne w tym celu urządzenia zabezpieczające i
ochronne.
Do sterowania generatorami i połączenia ich z siecią lub wydzielonym odbiornikiem energii niezbędne są urządzenia łączeniowe. Powinny one zapewnić również ochronę generatorów, transformatora
głównego i transformatorów pomocniczych. Do podłączania i odłączania generatora od sieci elektroenergetycznej służy wyłącznik pneumatyczny, magnetyczny lub próżniowy. Do obniżenia napięć i
prądów do poziomu mierzalnego bezpośrednio służą przekładniki napięciowe i prądowe. Do sterowania napięciem, współczynnikiem mocy i wyłącznikami służy wyposażenie sterujące generatora.
Układ zabezpieczeń generatora asynchronicznego powinien zawierać, między innymi, następujące urządzenia:
 przekaźnik mocy zwrotnej, chroniący przed
pracą silnikową;
 przekaźniki różnicowo-prądowe chroniące
przed skutkami awarii wewnętrznych uzwojeń generatora;
 przekaźnik zwarcia doziemnego generatora;
Układ ochrony głównego transformatora zawiera
przekaźnik bezzwłoczny przetężenia prądu i
zwłoczny przekaźnik nadmiarowo-prądowy
chroniący główny transformator w przypadku
wykrycia awarii w szynie systemowej lub wewnętrznej awarii w transformatorze głównym.
Niezależny producent jest odpowiedzialny za
urządzenia uziemiające w swoim obiekcie. Muszą być one zaprojektowane w uzgodnieniu z
miejscowym przedsiębiorstwem dystrybucyjnym. Instalacja uziemiająca zależy od liczby
eksploatowanych hydrozespołów, instalacji elektrycznej w elektrowni i sposobu eksploatacji.
Rysunek 6-37 Schemat blokowy
układu zasilania pojedynczej linii
W punkcie podłączenia do sieci muszą być
zainstalowane urządzenia pomiarowe i rejestrujące, zgodnie z wymaganiami przedsiębiorstwa energetycznego.
Na rysunku 6.36 pokazano schemat jednokreskowy elektrowni z jednym generatorem. Po
stronie wysokonapięciowej widać wyłącznik linii, który - wspólnie z uziemnikiem - umożliwia
odłączenie hydrogeneratora i transformatora głównego od linii przesyłowej. Pomiary wykonywane są
za pomocą odpowiednich przekładników napięcia i prądu. Dodatkowym zabezpieczeniem generatora
jest jego wyłącznik. Transformator potrzeb własnych zapewnia energię niezbędną do pracy zasuw
wlotowych, zaworów odcinających, serwomotorów, sprężarek olejowych i innych urządzeń pomocniczych.
Większej złożoności układu można oczekiwać w elektrowniach z wieloma hydrozespołami, gdzie
elastyczność i ciągłość pracy ma istotne znaczenie.
204
ESHA 2010
6.8. Sterowanie automatyczne
Małe elektrownie wodne pracują zwykle bezobsługowo, pod nadzorem układu sterowania automatycznego. Z uwagi na koszty i łatwość eksploatacji potencjalny właściciel zawsze jest zainteresowany
w wyborze układu prostego i niezawodnego. Ponieważ nie wszystkie elektrownie są do siebie podobne, jest prawie niemożliwe, by określić zakres automatyki, jaki powinien zostać wprowadzony do
danego układu. Niemniej istnieje pewna liczba ogólnych wymagań:
a)
Układ musi zawierać przekaźniki i inne urządzenia dla wykrycia poważnych awarii i spowodowania bezpiecznego odstawienia hydrozespołu lub elektrowni
b) Układ powinien zbierać odpowiednie dane eksploatacyjne i udostępniać je na bieżąco celem
umożliwienia podejmowania odpowiednich decyzji dotyczących prowadzenia ruchu i utrzymania elektrowni. Dane te powinny być przechowywane w bazie danych celem umożliwienia ostatecznej oceny pracy elektrowni i wykrycia ewentualnych tendencji zmian uwidaczniających się
z biegiem czasu.
c)
Układ powinien uwzględniać prowadzenie ruchu elektrowni w trybie bezobsługowym. Należy
przewidzieć automatyczne uruchamianie po odłączeniu od sieci.
d) Chociaż nie jest to konieczne, zaleca się przewidzieć system przesyłu informacji i alarmów na
odległość. Systemy bardziej zaawansowane pozwalają również na wydawanie zdalnych poleceń
o priorytecie nadrzędnym w stosunku do decyzji automatycznych.
e)
W przypadku eksploatacji większej liczby elektrowni w kaskadzie, system powinien być w stanie komunikować się z poszczególnymi hydrozespołami w górze i w dole kaskady celem optymalizacji procedur eksploatacyjnych.
f)
Pomocnicze układy nadzoru prewencyjnego stanowią silne narzędzie przewidywania niebezpieczeństwa awarii, pozwalające uruchomić na czas stosowne działania zapobiegawcze. W szczególności chodzi tu o układy nadzoru drganiowego.
Zaleca się projektowanie systemu w taki sposób, by składał się on z następujących modułów:
 Moduł konwersji analogowo-cyfrowej do przetwarzania sygnałów pomiaru poziomu wody, położenia organów regulacji przepływu, mocy chwilowej, temperatury łożysk itp.
 Moduł konwersji cyfrowo-analogowej do przekazywania sygnałów sterujących organami regulacji przepływu, rejestratorami itp.
 Moduł licznikowy zliczający impulsy licznika energii, deszczomierza, przepływomierza itp.
 Moduł telemetryczny zapewniający interfejs sterowania zdalnego przez linię telefoniczną, łączność radiową i inne techniki komunikacji
Modułowa koncepcja układu jest szczególnie dobrze dopasowana do zróżnicowanych wymagań związanych ze sterowaniem pracą elektrowni wodnych. Pozwala ona na standaryzację zarówno hardware’u, jak i software’u oraz ograniczenie kosztów obsługi i jej ułatwienie.
Automatyzacja układów sterowania może poważnie obniżyć koszt produkcji energii poprzez ograniczeni zakresu czynności obsługowych, wzrost niezawodności urządzeń i optymalizację produkcji w
wyniku właściwego wykorzystania urządzeń i potencjału hydroenergetycznego.
W związku z ogromnym rozwojem urządzeń komputerowych, ich ceny są obecnie bardzo niskie. Wielu wytwórców dostarcza standardowe układy akwizycji danych. Nowe i niedrogie urządzenia peryferyjne, łatwe do podłączenia do komputerów przenośnych, ułatwiające monitoring i zastępujące urządzenia sterujące w przypadku awarii, są dzisiaj dostępne i łatwe do integracji z systemem stacjonarnym. Udoskonalone techniki programowania graficznego pomagają opracować łatwe do wykorzystania oprogramowanie z graficznym interfejsem użytkownika. Z uwagi na szybki rozwój technik cyfrowych, różnice między platformami hardware’owymi, takimi, jak PLC, mikrosterowniki i przemysłowe
komputery PC, stają się niezauważalne dla operatora.
205
ESHA 2010
6.9. Pomocnicze wyposażenie elektryczne
6.9.1.
Transformator potrzeb własnych
Pobór energii elektrycznej na oświetlenie i własne urządzenia mechaniczne elektrowni może wymagać
od 1 do 3 % mocy elektrowni; wyższy udział dotyczy mikroelektrowni (elektrowni o mocy poniżej
500 kW). Transformator potrzeb własnych należy zaprojektować uwzględniając te przejściowe obciążenia. Jeśli to możliwe, to celem zapewnienia ciągłej pracy elektrowni bezobsługowej należy zapewnić dwa alternatywne źródła zasilania, z możliwością ich automatycznej zamiany.
6.9.2.
Zasilanie prądem stałym
Układy sterowania i nadzoru funkcjonują z reguły przy zasilaniu napięciem stałym 24 lub
48 V. Generalnie zaleca się, by zdalnie sterowane elektrownie były wyposażone w układ zasilania
awaryjnego z baterii, pozwalający zachować podstawowe funkcje układu sterowania celem odstawienia elektrowni po awarii sieci i zapewnić komunikację z systemem elektrownianym w dowolnej chwili. Pojemność baterii musi być wystarczająca, by w przypadku awarii sieci zapewnić pełne sterowanie
do czasu, gdy możliwe będzie podjęcie działań zaradczych.
6.9.3.
Pomiar poziomu wody
Ruch większości małych elektrowni wodnych jest prowadzony w zależności od poziomu gór-
nej wody, którego znajomość jest niezwykle ważna. To wartość tego poziomu decyduje o otwarciu
organów regulacji przepływu. Poziom wody, jaki należy utrzymać, jest zadany z góry. Gdy stosunek
przepływu zadanego do przepływu dysponowanego okazuje się zbyt wysoki, to poziom wody się obniża i czujnik poziomu wody wysyła sygnał wyzwalający zamykanie organów regulacji przepływu. W
przypadku przeciwnym, wysyłany jest sygnał na otwarcie. Taki sposób działania realizowany jest w
sposób ciągły przez czujnik poziomu podłączony do układu sterowania i nadzoru elektrowni.
Sondę poziomu wody górnej instaluje się na ujęciu wody. W przypadku elektrowni niskospadowych
możliwe jest również sterowanie poziomem wody dolnej, który ma bezpośredni wpływ na spad użyteczny. Jednoczesna znajomość tych dwóch wartości pozwala na przykład wydać polecenie odstawienia, gdy spad okaże się zbyt niski, by pozwolić na dalszy ruch turbin.
Do wyboru są różne czujniki, wykorzystujące różne techniki pomiarowe. Punkt pomiarowy powinien
być dobrany starannie – tak, aby wynik pomiaru był reprezentatywny dla całej niecki wlotowej. Gdy
używa się układu czujników ciśnienia, należy zwrócić uwagę, aby w tym miejscu prędkość przepływu
nie była zbyt wysoka. Zgodnie z prawem Bernoulliego, zmiana prędkości przepływu powoduje zmianę ciśnienia dynamicznego, a zatem i pozornego poziomu wody mierzonego przez czujnik ciśnienia.
Jeśli miejsce pomiaru usytuowane jest w budowli wlotowej lub wylotowej, w miejscu, gdzie mogą
wystąpić wysokie prędkości przepływu, to pomiar da fałszywe wyniki. Czujniki poziomu wody działają zwykle na zasadzie hydrostatycznej (rysunek 6.37a) lub pneumatycznej (pęcherzykowej) (rysunek
6.37b). W pierwszym przypadku należy zwrócić uwagę, by wszystkie rurki impulsowe zostały zwymiarowane i ułożone w taki sposób, by nie mogły zostać zatkane i by niemożliwe było zbieranie się w
nich powietrza. W drugim przypadku punkt odbioru ciśnienia czujnika jest ulokowany poniżej najniższego poziomu lustra wody. Woda nie może penetrować do rurek pomiarowych i w nich się zbierać.
W rozwiązaniu przedstawionym na rysunku 6.37a), materiał unoszony z wodą może uszkodzić urządzenie pomiarowe. Lepszym rozwiązaniem jest ukrycie zespołu pomiarowego w ścianie ograniczającej przepływ tak, jak to pokazano na rysunkach 6.37b) i c).
206
ESHA 2010
Rysunek 6-38 Pomiar poziomu wody
Do dyspozycji są również metody ultradźwiękowe wykorzystujące odbicie sygnału od powierzchni
wody. Podobnie, jak w przypadku innych metod, prawidłowość pomiaru zależy od zapewnienia możliwie stabilnego poziomu wody.
6.9.4.
Podstacja zewnętrzna
Małe elektrownie wodne, wykonywane pod klucz, zawierają zwykle podstację. W przypadku awarii w
elektrowni, wyłącznik sieciowy powinien wyłączyć elektrownię, łącznie z transformatorem sieciowym. W podstacji, w punkcie połączenia elektrowni z siecią, zamontowane są zwykle przekładniki
napięciowe i prądowe wykorzystywane do pomiaru energii i mocy elektrycznej. W przypadku obszarów o dużej wrażliwości ekologicznej podstacje mogą znajdować się wewnątrz budynku elektrowni, a
przewody przesyłowe mogą przebiegać, na przykład wzdłuż rurociągów derywacyjnych. Na terenie
podstacji instaluje się zwykle zabezpieczenia przeciwprzepięciowe oraz odgromowe.
6.10. Przykłady
Poniższy przykład powinien pomóc w zrozumieniu koncepcji przedstawionych w tym rozdziale, a w
szczególności powinien ułatwić posługiwanie się pojęciem wyróżnika szybkobieżności.
Rozważmy elektrownię zlokalizowaną na wysokości 1000 m nad poziomem morza, dla której spad
netto wynosi 200 m przy nominalnym przepływie 1,5 m3/s. Jaką turbinę należy dobrać zakładając
bezpośrednie sprzęgniecie z wałem generatora i jakie będą jej wymiary gabarytowe?
Zgodnie z tabelą 6.3 lub rysunkiem 6.26, spad i przepływ mieszczą się w obszarach zastosowań turbin
Francisa i Peltona. Szybkość obrotowa turbiny jest określona w funkcji nQE z pomocą równania (6.5):
n
nQE  E 3 4
Q
nQE  9,81 200
34

1,5
 240,7  nQE
[obr/s]
Jeśli wybierzemy jednodyszową turbinę Peltona, to zgodnie z tabelą 6.2, maksymalna wartość nQE
wyniesie 0,025. Odpowiadająca jej szybkość obrotowa wyniesie 6 obr/s = = 360 obr/min.
Ponieważ mamy zamiar sprząc bezpośrednio wały turbiny i generatora, to dobrać należy synchroniczną szybkość obrotową, zgodnie z tabelą 6.5. W danym przypadku musimy wybrać szybkość obro207
ESHA 2010
tową 333 obr/min (5,55 obr/s = 34,87 rad/s). Zgodnie z równaniem 6.5, odpowiadającą mu wartość
nQE wyniesie:
nQE 
n Q
E
34
5,55  1,5

9,81 2003 4
[-]
 0,023
Zgodnie z równaniami 6.16, 6.17 i 6.18 główne wymiary turbiny Peltona wyniosą:
D1  0,68 
B2  1,68 
De  1,178 
Hn
n
 0,68 
Q
nstruga
1

Q
nstruga
200
 1,733
5,55
 1,68 
Hn

1
gH
1,5
1

 0,547
1
200
 1,178 
1,5
1

 0,217
1
9,81 200
[m]
[m]
[m]
Tak wielkie rozmiary nie wydają się uzasadnione z ekonomicznego punktu widzenia.
Jeśli rozważymy teraz czterodyszową turbinę Peltona, to (zgodnie z tabelą 6.2), maksymalny wyróżnik szybkobieżności wyniesie
nQE  0,025n0,5 = 0,02540,5 = 0,050
Wykonując takie same obliczenia, jak w przypadku opcji jednodyszowej, uzyskamy szybkość obrotową 600 obr/min i odpowiadającą jej wartość nQE równą 0,042. Główne wymiary turbiny Peltona wyniosą D1 = 0,962 m, B2 = 0,274 m i De = 0,108 m. Są to wartości akceptowalne.
Jeśli wybierzemy turbinę Francisa, to maksymalna wartość nQE wyniesie 0,22 (tabela 6.2). Z równania 6.5 wynika, że odpowiadająca jej wartość wyniesie n = 76,43 obr/s lub 4765,8 obr/min. Jest to
wartość daleka od realnej synchronicznej szybkości obrotowej. Z tego powodu wybierzemy wartość
uznawaną zwykle za maksymalną, tj. 1500 obr/min.
Zgodnie z równaniem 6.5, odpowiadająca jej wartość nQE wyniesie
nQE 
n Q
E
34

25  1,5
9,81 2003 4
 0,104
[-]
208
ESHA 2010
Z równań 6.20, 6.21 i 6.22 wynikają następujące główne wymiary wirnika Francisa:


D3  84,5  0,31  2,488 nQE 
Hn
60  n
 84,5  0,31  2,488 0,104 
200
 0,453
60  25

0,0950
0,0950

D1   0,4 
 D3   0,4 
  0,453  0,595


n
0
,
104


QE


[m]
[m]
Ponieważ nQE < 0,164, to możemy uznać, że D2 = D1 = 0,595 m.
Zgodnie z równaniem 6.28, liczba kawitacji wyniesie:
1, 41
  1,2715 nQE

v2
22
 1,2715 0,1041, 41 
 0,0533
2 g  Hn
2  9,81 200
[-]
Z równania 6.27 wynika posadowienie
HS 
patm  pv
v2
90250 880
22

  Hn 

 0,0533 200  1,35
g
2 g
1000 9,81 2  9,81
[m]
Takie posadowienie wymaga prac ziemnych związanych z zagłębieniem turbiny
Gdybyśmy wybrali turbinę Francisa o szybkości obrotowej 1000 obr/min, to otrzymalibyśmy nQE =
0,069, D3 = 0,576 m, D1 = 1,02 m, σ = 0,0305 i Hs = 3,21 m, skąd wynika brak potrzeby prac ziemnych
związanych z zagłębieniem .
Ostateczny dobór będzie oparty na przesłankach ekonomicznych. W przypadku silnie zmiennego
przepływu, czterodyskowa turbina Peltona może być dobrym wyborem. W innym przypadku nie wymagająca zagłębienia turbina Francisa o szybkości obrotowej 1000 obr/min może być lepszym rozwiązaniem.
Bibliografia
1. L. Vivier, «Turbines hydrauliques et leur régulation», Albin Michel, Paris, 1996
2. J. Raabe, “Hydro Power. The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment”, VDI Verlag, 1985, ISBN 3-18-400616-6
3. J. Raabe, „Hydraulische Maschinen und Anlagen“, VDI Verlag, Düsseldorf 1990
4. I. Anton, „Turbine hidraulice“, Editura Facla, Timisoara 1979
5. J. Giesecke., E. Mosonyi, „Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb“, Springer Verlag,
Berlin/Heidelberg, 1998
6. P.Henry, ”Turbomachines hydrauliques. Choix illustré de réalisations marquantes”,
Presses polytechniques et universitaires romandes », Lausanne, 1992
7. Н.Н. Ковалев, «Гидротурбины. Конструкции и вопросы проектирования»,
Изд. «Машиностроение», Ленинград 1971
8. M. Nechleba, “Hydraulic turbines. Their design and equipment”, ARTIA, Prague 1957
9. T. Jacob, «Machines hydrauliques et équipements électro-mécaniques », EPFL 2002
209
ESHA 2010
10. V. Denis, «Petites centrales hydroélectriques », EPFL 2002
11. J.-M. Chapallaz, "Petites centrales hydrauliques. Turbines hydrauliques", Journées de formation
pour ingénieurs. Programme d'action PACER – Energies renouvelables, Office fédéral des questions conjoncturelles, Berne, aout 1995, ISBN 3-905232-54-5 1
12. J. Dos Ghali, J.-P. Ludwig, J.-M. Chapallaz, Ed. Schopfer, "Petites centrales hydrauliques.
Générateurs et installations électriques », ibid., ISBN 3-905232-55-3
13. J.-M. Chapallaz, F. Heer, «Petites centrales hydrauliques. Régulation et sécurité d’exploitation »,
Berne, 1995, ISBN 3-905232-56-1
14. Harvey, “Micro Hydro design manual, A guide to small scale water power schemes, Intermediate
Technology Publications, London, 1993, ISBN 1-85339-103-4
15. Société Hydrotechnique de France, “Design, construction, commissioning and operation guide”,
Mai 1985
16. F. de Siervo & A. Lugaresi, « Modern trends in selecting and designing Pelton turbines”, Water
Power & Dam Construction, December 1978
17. F. de Siervo & F. de Leva, « Modern trends in selecting and designing Francis turbines”, Water
Power & Dam Construction, August1976
18. F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Kaplan turbines", Water
Power & Dam Construction, December 1977/January 1978
19. A Lugaresi & A. Massa, "Designing Francis turbines: trends in the last decade", Water Power &
Dam Construction, November 1987
20. A Lugaresi & A. Massa, "Kaplan turbines: design trends in the last decade", Water Power & Dam
Construction, May 1988
21. L. Austerre & J.de Verdehan, "Evolution du poid et du prix des turbines en fonction des progrès
techniques", Compte rendu des cinquièmes journées de l'hydraulique, 1958, La Houille Blanche
22. H.Giraud & M.Beslin, "Optimisation d'avant-projet d'une usine de basse chute", Symposium
AIRH. 1968, Lausanne
23. T.Belhaj, "Optimisation d'avant-projet d'une centrale hydroélectrique au fil de l'eau" Symposium
Maroc/CEE Marrackech 1989
24. J.L.Gordon "A new approach to turbine speed", Water Power & Dam Construction, August 1990
25. J.L.Gordon, "Powerhouse concrete quantity estimates", Canadian Journal Of Civil Engineering,
June 1983
26. F. Schweiger & J. Gregori, "Developments in the design of Kaplan turbines", Water Power &
Dam Construction, November 1987
27. F. Schweiger & J. Gregory, "Developments in the design of water turbines", Water Power & Dam
Construction, May 1989
28. J. Fonkenell, “How to select your low head turbine”, Hidroenergia 1991.
29. J.E. Greaser, "Abaque pour turbines hydrauliques. Bulletin Technique de la Suisse Romande",
No.13, Juin 1974
30. L. Vinogg, I. Elstad, "Mechanical equipment", Hydropower Development Book Series, Vol.12,
Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 2003
31. E. Westgaard, A. K. Enger, H. J. Mellbye, J. Sonstad, O. Torkildsen and S. Vikanes, "Electrical
equipment", Hydropower Development Book Series, Vol.13, Norwegian Institute of Technology,
Trondheim, 1994
1
http://www.bfe.admin.ch/kleinwasserkraft/03834/04170/index.html?lang=en
210
ESHA 2010
32. J.-M. Chapallaz, "Petites centrales hydrauliques. Turbines hydrauliques", Journées de formation
33. M. Leclerc, „The very low head turbogenerator set concept evaluation of 1st year operation”,
Hidroenergia’2008 Conference Proceedings (CD ROM), Session 5A “SHP Innovation”, Bled
(Slovenia), June 2008
34. Strona internetowa firmy BEGA, http://www.bega-wasserkraft.de/index.html
35. Materiały promocyjne firmy Ritz-Atro Pumpwerksbau GmbH
Wybrane normy krajowe i międzynarodowe
36. ANSI/AGMA 2101-D04:2004, “Fundamental Rating Factors and Calculation Methods
for Involute Spur and Helical Gear Teeth. (Metric Edition)”
37. ISO 6336-1:2006, “Calculation of load capacity of spur and helical gears
- Part 1: Basic principles, introduction and general influence factors”
38. IEC 60545, "Guide for commissioning operation and maintenance of hydraulic turbines"
39. IEC 61364:1999, „Nomenclature for hydroelectric power plant machinery”
40. IEC 62006:2009, „Hydraulic machines – acceptance tests of small hydroelectric installations”
41. PN-EN 60041:1999, „Badania odbiorcze przeprowadzane w warunkach eksploatacyjnych
celem określenia hydraulicznych parametrów ruchowych turbin wodnych, pomp zasobnikowych
i turbin odwracalnych”
42. PN-EN 60193:2002,
„Turbiny wodne, pompy zasobnikowe i pompoturbiny. Modelowe badania odbiorcze“
43. PN-EN 60308:2007, „Turbiny wodne. Badania układów regulacji”
44. PN-EN 61116:2003,
„Wytyczne dotyczące wyposażenia elektromechanicznego małych elektrowni wodnych”
45. PN-EN 61362:2004, „Wytyczne dotyczące specyfikacji układów regulacji turbin wodnych”
Literatura w języku polskim
46. M. Hoffmann (red.), „Małe elektrownie wodne. Poradnik”, Nabba Sp. z o.o., Warszawa 1991
47. K. Jackowski, „Elektrownie wodne. Turbozespoły i wyposażenie”, WNT, Warszawa 1970
48. W. Krzyżanowski, „Turbiny wodne. Konstrukcja i zasady regulacji”, WNT, Warszawa 1971
49. S. Michałowski, J. Plutecki, „Energetyka wodna”, WNT, Warszawa 1975
50. G. Szczegolew, J. Garkawi, „Turbiny wodne oraz ich regulacja”, PWT, Warszawa 1959
i
Vincent Denis (MHyLab), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Jochen Bard (ISET), Jacques Fonkenell (SCPTH)
i Celso Penche (ESHA), Adam Henke (IMP PAN), Janusz Steller (IMP PAN)
211
7.
ESHA 2010
ODDZIAŁYWANIE NA ŚRODOWISKO
- JEGO OGRANICZANIE I KOMPENSACJA 1
7.1. Wprowadzenie
W grudniu 1997 roku odbyła się w Kioto Trzecia Konferencja Stron Konwencji Ramowej Narodów
Zjednoczonych ds. Zmian Klimatycznych. Była to druga inicjatywa po historycznej Konferencji nt.
Środowiska i Rozwoju, jaka miała miejsce w czerwcu 1992 w Rio de Janeiro. Jeszcze wcześniej Unia
Europejska uznała pilną potrzebę zajęcia się sprawą zmian klimatycznych. Następnie opracowano
Białą Księgę Strategii Wspólnotowej i Plan Działania zatytułowany „Energia dla przyszłości:
odnawialne źródła energii” [1] stanowiący znaczący krok naprzód.
Cele wspólnotowe sformułowała jasno „Dyrektywa 2001/77/EC Parlamentu i Rady Europejskiej z 27
września 2001 roku o promocji produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynku
wewnętrznym” [2]. Ustanowiono w niej jako globalny cel wskaźnikowy 12 % udziału OZE w
konsumpcji energii brutto do roku 2010. Aby osiągnąć ten ambitny cel, od wszystkich Państw
Członkowskich zażądano ustanowienia narodowych celów wskaźnikowych dla konsumpcji energii
elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Jeszcze bardziej ambitny cel - 20 % udziału wszystkich
rodzajów energii odnawialnej w globalnej konsumpcji energii brutto w roku 2020 - sformułowała
"Dyrektywa 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze
źródeł odnawialnych" [3]. Dyrektywa ta zmienia i w następstwie uchyla dyrektywę 2001/77/WE.
Zgodnie z jej postanowieniami, na wszystkie kraje członkowskie nałożono nowe cele wskaźnikowe.
Zostały one zobowiązane także do przedstawienia szczegółowych planów dochodzenia do celu
wskaźnikowego. Plany ten obejmą wszystkie sektory OZE, w tym także energetykę wodną. W chwili
pisania niniejszego tekstu Plan Działania dotyczący Polski jest wciąż w przygotowaniu. Plan
nawiązuje do dokumentu rządowego pn. "Polityka energetyczna Polski do roku 2030" [4]. Zapisy
dotyczące energetyki wodnej - w tym małej energetyki wodnej - są przedmiotem kontrowersji i
dlatego nie będą omawiane w niniejszym przewodniku.
W roku 2002 ukończono strategiczne studium rozwoju małej energetyki wodnej w Unii Europejskiej
w ramach programu „Blue Age for a Green Europe”. Kolejne studia tego rodzaju przeprowadzono w
ramach koordynowanych przez ESHA projektów Sieć Tematyczna MEW (TNSHP – Thematic
Network on Small Hydropower) [5] oraz w ramach projektu SHERPA (Small Hydro Energy Efficient
Promotion Campaign Action) [6]. Studium to zawiera bardzo interesujący przegląd potencjału MEW
według różnych kryteriów. Kraje Unii szacują, że biorąc pod uwagę uwarunkowania ekonomiczne i
środowiskowe w wyniku modernizacji oraz budowy nowych małych elektrowni wodnej można
uzyskać wzrost mocy zainstalowanej w sektorze MEW z 12 do około 10 GW, czemu powinien
odpowiadać wzrost produkcji rocznej z 41 do 79 TWh. Osiągnięcie tego celu oznaczałoby roczną
redukcję emisji CO2 o 16 milionów ton. Ocena ta oparta jest o ostrożne szacowanie emisji
jednostkowej na poziomie 0,43 kg/kWh, co jest wartością typową dla elektrowni gazowych. W
przypadku klasycznych elektrowni węglowych wartość ta mieści się często w granicach 0,7÷0,9
kg/kWh.
Niestety, przy obecnych trendach celu tego nie da się osiągnąć, o ile nie zostaną przełamane bariery
związane z dostępem do lokalizacji i udzielaniem pozwoleń na użytkowanie wody. Trudności
wynikają głównie z rzekomego konfliktu hydroenergetyki z ochroną środowiska naturalnego. Niektóre
agencje ochrony środowiska próbują uzasadnić lub przynajmniej wytłumaczyć blokadę swoje
niechętne stanowisko niewielką mocą małych elektrowni wodnych. Zdają się zapominać przy tym, że
– z definicji – źródła energii odnawialnych są zdecentralizowane i że (pomimo małej mocy
pojedynczych instalacji) elektrownie wodne i turbiny wiatrowe wnoszą obecnie istotny wkład do
produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
212
ESHA 2010
Jednocześnie, jakkolwiek produkcja energii w małych elektrowniach wodnych nie jest źródłem
dwutlenku węgla ani zanieczyszczeń ciekłych, to prawdą jest, że względu na ich lokalizację we
wrażliwych obszarach ich lokalne oddziaływanie na środowisko naturalne może być dość istotne.
Poważne, globalne korzyści z małej energetyki wodnej nie powinny być przeszkodą w identyfikacji
powodowanych przez nią obciążeń i oddziaływań na środowisko naturalne na poziomie lokalnym, a
następnie w podejmowaniu niezbędnych działań kompensacyjnych. Wielkie elektrownie cieplne z
uwagi na ich znaczenie gospodarcze i skalę uzyskują zezwolenia na bardzo wysokich szczeblach
administracji, mimo że w wielu przypadkach ich oddziaływania na środowisko nie można złagodzić.
Zezwolenia dla małych elektrowni wodnych, oddziałujących na środowisko w sposób, który z reguły
można złagodzić, rozpatrywane są na niższych szczeblach, gdzie wpływ grup nacisku – stowarzyszeń
wędkarzy, ekologów itp. – jest większy.
Nie jest trudno zidentyfikować oddziaływanie hydroenergetyki na środowisko, lecz bardzo trudno
dokonać słusznego wyboru sposobu łagodzenia tego oddziaływania - wybór ten zazwyczaj jest
dyktowany przez dość subiektywne argumenty. Dlatego też zaleca się nawiązanie stałego dialogu z
władzami odpowiedzialnymi za stan środowiska począwszy od pierwszego etapu projektowania.
Pomimo tego że określenie wpływu na środowisko powinno odbywać się niezależnie w każdym
kolejnym projekcie, dobrze jest dysponować wytycznymi, umożliwiającymi projektantowi
zaproponowanie takich działań, które mogłyby łatwiej zostać zaakceptowane przez władze wydające
odpowiednie zezwolenia.
Wdrażanie przyjętej przez Unię Europejską Ramowej Dyrektywy Wodnej [7] powoduje jeszcze
bardziej restrykcyjne ograniczenia środowiskowe. Niestety, dotrzymywanie wymagań ekologicznych,
takich jak budowa przepławek dla ryb czy zwiększenie przepływu nienaruszalnego, związane jest z
dodatkowymi nakładami inwestycyjnymi i zmniejsza rentowność projektów MEW. Podsumowując
należy podkreślić, że uwzględnianie nowych celów środowiskowych nie jest hamowane przez opór
ideologiczny inwestorów, którym niejednokrotnie leży na sercu dobro środowiska, lecz przez
ograniczenia ekonomiczne. W rzeczywistości "zagadnienia środowiskowe" przekładają się na
ograniczające czynniki ekonomiczne.
7.2. Identyfikacja obciążeń i oddziaływań
Oddziaływania elektrowni wodnych na środowisko silnie zależą od ich lokalizacji i zastosowanej
technologii. Derywacja elektrowni wysokospadowej, zmieniająca znaczny odcinek biegu rzeki
górskiej (rurociągi ciśnieniowe) i usytuowana w strefie wrażliwej, powoduje znacznie większe i
bardziej szkodliwe oddziaływanie na środowisko niż obiekt niskospadowy, znakomicie
wkomponowany w otoczenie. Modernizacja i rozbudowa istniejących elektrowni wodnych, którą
będzie się traktować w Europie priorytetowo, powoduje zupełnie inne oddziaływanie na środowisko
niż budowa nowych elektrowni. Przykładowo, w wysokospadowych obiektach derywacyjnych woda
może zostać skierowana poza koryto rzeki na długim odcinku. W takim przypadku, w czasie działania
elektrowni, odcinki te rzeki mogą długotrwale być pozbawione części swojego naturalnego
przepływu.
W zamieszczonych poniżej tabelach 7.1 oraz 7.2 podano wyczerpujący opis możliwych oddziaływań,
sporządzony na podstawie badań unijnych [8], przeprowadzanych przez grupy eksperckie wykonujące
oceny oddziaływania na środowisko. Należy jednak zaznaczyć, że nie wszystkie te oddziaływania
występują systematycznie we wszystkich lokalizacjach. W tabelach przedstawiono zdarzenia,
przedmiot oddziaływania, rodzaj oddziaływania oraz jego priorytet na poziomie lokalnym i krajowym.
213
ESHA 2010
Tabela 7.1 Oddziaływania podczas budowy
Czynniki występujące
podczas budowy
Przedmiot
oddziaływania
Oddziaływanie
Priorytet
Badania geologiczne
Dzika przyroda
Hałas
niski
Wycięcie istniejącej roślinności
Lasy
Zmiany habitatu
średni
Powiększenie istniejących dróg
Społeczeństwo
Nowe możliwości
średni
rozwoju, zmiany habitatu
Przemieszczanie gruntu
Struktura geologiczna Zmiany stateczności
zboczy
niski
Drążenie sztolni
Hydrogeologia
Zakłócenie obiegu
wód podziemnych
niski
Materiały do umocnienia brzegów
rzek
Geologia lokalizacji
Zmiany stateczności
zboczy
niski
Wykonywanie wałów
Fauna i flora wodna,
hydromorfologia
Zakłócenie hydrauliki
rzeki
średni
Czasowe składowanie
materiałów budowlanych
Geologia lokalizacji
Zmiany stateczności
zboczy
niski
Czasowe przemieszczanie osób,
zagospodarowanie dróg, linie
elektryczne
Społeczeństwo
Budowa dróg i stacji rozdzielczych
Naturalna przyroda,
społeczeństwo
Ingerencja w krajobraz
i w dziką przyrodę
niski
Pogłębianie cieków wodnych
Ekosystem wodny
Zmiany habitatu
średni
Czasowa derywacja wody
Ekosystem wodny
Zmiany habitatu
wysoki
Korzystanie z koparek, ciężarówek, Dzika przyroda,
helikopterów, transportu
społeczeństwo
samochodowego personelu, kabli
Hałas
wysoki
Obecność ludzka
na miejscu budowy w trakcie prac
Hałas
niski
Dzika przyroda,
społeczeństwo
pomijalny
Tabela 7.2 Oddziaływania podczas eksploatacji elektrowni
podczas eksploatacji
Przedmiot
oddziaływania
Oddziaływanie
Produkcja energii odnawialnej
Społeczeństwo
Redukcja zanieczyszczeń
wysoki
Zatrzymanie biegu cieku
Ekosystem wodny
Modyfikacja habitatu
wysoki
Stałe prace w korycie rzeki
Ekosystem wodny
wysoki
Pobór wody z cieku
Ekosystem wodny
wysoki
Rurociągi derywacyjne
Dzika przyroda
Efekt wizualny
średni
Nowe linie elektryczne
Społeczeństwo,
naturalna przyroda
Efekt wizualny
niski
Priorytet
214
ESHA 2010
Tabela 7.2 Oddziaływania podczas eksploatacji elektrowni (c.d.)
podczas eksploatacji
Przedmiot
oddziaływania
Oddziaływanie
Wały
Ekosystem wodny,
ogół społeczeństwa
Zakłócenie środowiska
naturalnego, efekt
wizualny
niski
Narzuty kamienne
Ekosystem wodny,
ogół społeczeństwa
Zakłócenie środowiska
naturalnego, efekt
wizualny
niski
Ryby
wysoki
Rośliny
Średni
Społeczeństwo
Zmiana warunków
rekreacji
Hałas pochodzący
z wyposażenia
elektromechanicznego
Społeczeństwo
Zmiana jakości życia
Niski
Usuwanie materiału
zalegającego na dnie rzeki
Ekosystem wodny,
społeczeństwo
Poprawa jakości wody
Wysoki
Modyfikacja natężenia przepływu
7.3.
Priorytet
Oddziaływanie podczas budowy
Budowle hydroenergetyczne w zależności od ich konfiguracji (od tego, czy są zbudowane na
derywacji energetycznej, na sieci irygacyjnej, ujęciu wody pitnej itd.) wykazują w czasie budowy
bardzo różne oddziaływanie na środowisko, i to zarówno jakościowo jak i ilościowo. Obiekt
wykorzystujący już istniejącą zaporę wielozadaniową wywiera ograniczone oddziaływanie, dlatego że
budowla zatrzymująca bieg wody już została skonstruowana i już zastosowano niezbędne środki
łagodzące jej oddziaływanie. Lokalizacja elektrowni u podstawy piętrzenia nie wpłynie znacząco na
system ekologiczny.
Wprowadzenie turbin na wylocie istniejącego kanału lub rurociągu derywacyjnego nie spowoduje
nowego oddziaływania na środowisko, w stosunku do oddziaływania już spowodowanego przez te
budowle. Za to realizacja elektrowni wymagających wykonania budowli zmieniających bieg cieku
wymaga bardzo szczegółowej analizy.
7.3.1.
Zbiorniki wodne
Oddziaływania, które pociąga za sobą budowa zapory wodnej i związanego z nią zbiornika, zawierają,
poza wykonaniem wykopów, zbudowanie i udostępnienie dróg niezbędnych do prac budowlanych,
stworzenie placów budowy, ewentualne użycie materiałów wybuchowych, a nawet, w zależności od
wielkości zapory, uruchomienie zakładów produkcji betonu. Inne istotne oddziaływania wynikają z
powstania bariery powodującej okresową zmianę trasy przepływu cieku. Należy dodać, że na ogół
przy budowie MEW nie prowadzi się tego typu prac, charakterystycznych raczej dla dużych
elektrowni.
Reasumując: oddziaływania wywoływane przez prace budowlane w trakcie budowy zapory nie
odbiegają od innych prac budowlanych prowadzonych na wielką skalę, a ich skutki i odpowiednie
środki zaradcze są dobrze znane.
215
7.3.2.
ESHA 2010
Ujęcia wody, kanały otwarte, rurociągi derywacyjne, kanały odpływowe
Oddziaływania wywoływane w trakcie budowy tych obiektów opisano w tabeli 7.1. Należą do nich:
hałas szkodzący dzikim zwierzętom, zagrożenie erozją gruntu wynikające ze zniszczenia roślinności w
trakcie prac ziemnych, zmętnienie wody i odkładanie się osadów w dolnym biegu rzeki itd. Aby
zredukować te oddziaływania, zaleca się wykonywać prace ziemne w sezonie suchym, przy niskim
poziomie wód, i rekultywować teren jak najszybciej po zakończeniu prac. W każdym przypadku
oddziaływania te są przejściowe i nie stanowią poważnej przeszkody dla prawidłowego
przeprowadzania procedur administracyjnych związanych z udzielaniem odpowiednich pozwoleń.
Celem wykorzystania roślinności w ochronie koryta rzeki przed erozją, zaleca się odbudować i
wzmocnić roślinność na zboczach, zwłaszcza jeśli mogła ona być uszkodzona w trakcie prac
budowlanych. Podkreślić należy, iż należy stosować roślinność lokalną, najlepiej przystosowaną do
miejscowych warunków.
Ocena wpływu na środowisko powinna uwzględniać skutki rozproszenia materiałów, wydobytych z
dna rzeki, oraz niekorzystny wpływ obecności pracowników budowlanych na obszarze zazwyczaj
niezamieszkałym. Wpływ ten, który może być negatywny w przypadku lokalizacji elektrowni w na
obszarach chronionych, w przypadku obszarów mniej wrażliwych może być korzystny z uwagi na
zwiększenia lokalnej aktywności ekonomicznej. Emisja spalin samochodów i maszyn budowlanych,
kurz powstający w trakcie prac ziemnych, wysoki poziom hałasu i inne pomniejsze utrudnienia
stanowią duży kłopot, jeśli budowa usytuowana jest we wrażliwych strefach. Celem złagodzenia tych
oddziaływań, ruch samochodowy należy planować z największą starannością – tak, aby ograniczyć
przemieszczanie się ludzi i sprzętu do niezbędnego minimum.
Wzrost działalności gospodarczej w strefie budowy, a także korzystanie z lokalnej siły roboczej i
poddostawców podczas prowadzenia prac, wywiera bardzo pozytywny wpływ na rozwój gospodarczy
na poziomie lokalnym.
7.4. Oddziaływania wynikające z eksploatacji elektrowni
7.4.1.
Oddziaływania akustyczne
Dopuszczalny poziom dźwięku zależy od istnienia skupisk ludzkich lub pojedynczych domów w
sąsiedztwie elektrowni. Hałas powstaje głównie podczas działania wyposażenia elektromechanicznego
– turbiny (zwłaszcza w przypadku kawitacji), multiplikatora obrotów, a niekiedy generatora i pompy
próżniowej (w przypadku konfiguracji lewarowej). W dzisiejszych warunkach poziom hałasu
wewnątrz hali maszyn można w razie potrzeby zredukować do 70 dBA, co sprawia, że jest on prawie
niezauważalny poza budynkiem elektrowni.
Jeśli chodzi o oddziaływanie dźwiękowe, to jako przykład do naśladowania można wskazać
elektrownię Fiskeby [9], zlokalizowaną w Norrköping w Szwecji. Właściciel elektrowni założył sobie
osiągnięcie poziomu głośności nie wyższego niż 80 dBA wewnątrz hali maszyn przy pracy pełną
mocą. Najbliższe domy znajdowały się w odległości około 100 m, a maksymalny dopuszczalny dla
nich poziom hałasu zewnętrznego w nocy został ustalony na 40 dBA.
Aby osiągnąć takie poziomy dźwięku, właściciel zdecydował, iż wszystkie elementy składowe
elektrowni (turbiny, multiplikatory obrotów i generatory asynchroniczne) pochodzić będą od jednego,
poważnego dostawcy. Warunki dostawy zawierały poziom hałasu, osiągany w czasie działania
maszyn. Aby sprostać tym wymogom, konstruktor zastosował następujące środki:
 bardzo małe tolerancje przy produkcji przekładni;
 system izolacji akustycznej na korpusie turbiny;
 chłodzenie wodne generatora (zamiast powietrznego);
 bardzo staranny dobór urządzeń pomocniczych.
216
ESHA 2010
Poza zwyczajową izolacją termiczną, budynek został wyposażony w starannie wykonaną
izolację akustyczną. W wyniku tych działań osiągany poziom hałasu zmienia się od 66 dBA do 74
dBA, czyli jest o około 20 dBA niższy niż średni poziom hałasu w przeciętnej szwedzkiej elektrowni
wodnej. Dzięki temu, że był tylko jeden dostawca wyposażenia, rozwiązany został problem
odpowiedzialności.
Zmniejszenie poziomu hałasu na zewnątrz budynku elektrowni uzyskano dzięki systemowi izolacji
antywibracyjnej na ścianach i dachu budynku. Zasada działania systemu redukcji drgań polegała na
tym, że pod wpływem wibracji turbin pozostawiono jedynie betonowe płyty fundamentowe, betonowe
kanały przepływowe i filary suwnicy. Inne części budynku, takie jak belki podtrzymujące betonowy
dach i elementy z prefabrykatów betonowych w ścianach, spoczywają na specjalnych elementach z
kauczuku, dających maksymalną redukcję hałasu. Dla wsporników dachu wybrano podkładki
kauczukowe ze specjalnym amortyzatorem kompozytowym (Trelleborg Novimbra SA W300).
Podobne rozwiązanie wybrano dla prefabrykowanych elementów ścian. W rezultacie na terenie
najbliższych budynków mieszkalnych emisji dźwięku z elektrowni nie da się odróżnić od hałasu
wynikającego z ruchu drogowego lub z przepływu wody.
Warto wymienić także podziemną elektrownię Cavaticcio [10], usytuowaną około 200 m od Piazza
Maggiore, będącego historycznym sercem Bolonii. Badania oddziaływania akustycznego wykonane w
elektrowniach włoskich wykazały wewnętrzny poziom hałasu wynoszący średnio 85 dBA. Poziom
hałasu w okolicach najbliższych domów proponowanej elektrowni wynosił 69 dBA w dzień i 50 dBA
w nocy. Obowiązujące przepisy wymagały, aby te wartości nie były przekraczane o więcej niż 5 dBA
podczas dnia i 3 dBA nocą. Środki podjęte w celu spełnienia tych warunków były zbliżone do
zastosowanych w Fiskeby:
















Specjalna izolacja ścian hali maszyn (najbardziej hałaśliwego pomieszczenia elektrowni) od
sąsiadujących pomieszczeń za pomocą podwójnych ścianek zbudowanych z różnych
materiałów, rozdzielonych wewnętrzną warstwą waty szklanej.
Drzwi dźwiękoszczelne
Wylewki na macie z waty szklanej o grubości 15 mm;
Dźwiękoszczelny sufit podwieszony;
Masywne drzwi na parterze, wyposażone w izolację dźwiękoszczelną
i w uszczelki z neoprenu;
Połączenia amortyzujące wibracje pomiędzy wentylatorami a przewodami wentylacyjnymi;
Przewód doprowadzenia powietrza gwarantujący jego niewielką prędkość (4 m/s);
Dwa amortyzatory hałasu na szczycie i z tyłu instalacji wentylacyjnej;
Filary wlotowe i wylotowe wyposażone w pochłaniacze dźwięku;
Przewody doprowadzenia powietrza zbudowane z materiałów warstwowych (beton, wata
szklana, cegła i powłoka perforowana);
Dynamicznie wyważone elementy wirujące turbiny;
Generator synchroniczny bezszczotkowy, z chłodzeniem wodnym;
Precyzyjnie wykonana przekładnia multiplikatora;
Usztywnione korpusy turbiny i multiplikatora obrotów umożliwiające uniknięcie zjawiska
rezonansu i wibracji;
Osadzenie turbiny w specjalnym betonie niekurczliwym, zapewniającym monolityczność
maszyn hydraulicznych i bloku fundamentowego;
Balastowanie turbiny wielkimi masami betonu, redukującymi maksymalnie amplitudę drgań.
217
ESHA 2010
Podziemna wentylacja ma trzy główne zadania: usunięcie wilgoci z pomieszczeń, aby zapewnić
prawidłowe funkcjonowanie i właściwą eksploatację wyposażenia, zapewnienie świeżego powietrza
pracownikom i odprowadzenie ciepła, wytwarzanego przez różne części składowe elektrowni. Nawet
przy maksymalnej objętości wymiany powietrza, określonej na 7000 m3/h, prędkość powietrza w
przewodach nie przekracza nigdy 4 m/s.
Aczkolwiek dwa przytoczone przykłady są dość szczególne, to należy je wziąć pod uwagę, gdyż
pokazują one, że istnieje wiele innowacyjnych technologii pozwalających na spełnienie zaostrzonych
wymagań środowiskowych, chociaż może to oznaczać znaczny wzrost nakładów inwestycyjnych. Oba
wskazane przykłady dotyczą elektrowni niskospadowych, co implikuje zastosowanie multiplikatorów.
W wysokogórskiej elektrowni derywacyjnej możliwe byłoby bezpośrednie sprzężenie turbiny z
generatorem i, tym samym, wyeliminowanie wyposażenia w dużej mierze odpowiedzialnego za
powstawanie wibracji i hałasu.
7.4.2.
Oddziaływanie na krajobraz
Integracja wizualna jest ważna dla społeczeństwa, które coraz mniej akceptuje zmiany zewnętrzne
narzucone swojemu otoczeniu. Problem ten jest szczególnie skomplikowany w przypadku elektrowni
w regionach wysokogórskich lub zurbanizowanych. Objawia się on często pod postacią ożywionych
debat społecznych i stanowi duże wyzwanie dla inwestorów zmierzających do modyfikacji krajobrazu
wokół rzek w wyniku budowy obiektu hydroenergetycznego.
Każdy z elementów obiektu hydroenergetycznego – budynek elektrowni, jaz, przelew, rurociąg
derywacyjny, ujęcie wody, kanał odprowadzający, podstacje czy linie przesyłowe prądu - może
pociągać za sobą zmiany wizualne miejsca inwestycji poprzez wprowadzenie nowych form, linii,
kolorów lub kontrastujących z naturalnym otoczeniem budowli. Założenia projektowe i
rozmieszczenie poszczególnych elementów elektrowni mogą mieć bezpośredni wpływ na poziom
akceptacji społecznej całości inwestycji.
Większość elementów elektrowni, nawet dużej, może być ukryta przed wzrokiem poprzez
odpowiednie zagospodarowanie terenu i zastosowanie właściwej roślinności. Elementy pomalowane
farbami o odpowiednich kolorach i matowej fakturze mogą zintegrować się z krajobrazem, a nawet
uzupełnić jego cechy charakterystyczne. Wysiłek twórczy, mający zazwyczaj dość niewielki wpływ
na budżet, może doprowadzić do pozytywnych rezultatów dzięki większej akceptacji projektu przez
wszystkie zainteresowane strony, a mianowicie przez społeczność lokalną i krajową, agencje krajowe,
organizacje ekologiczne itd.
Rurociąg derywacyjny jest zazwyczaj głównym powodem kłopotów. Jego przebieg powinien być
przedmiotem szczegółowych studiów projektowych, zmierzających między innymi do wykorzystania
wszystkich elementów naturalnych (skały, grunt, roślinność) do jego ukrycia, a jeśli nie ma innego
rozwiązania – pomalowania w taki sposób, aby zminimalizować kontrast z otoczeniem. Podziemny
rurociąg derywacyjny stanowi zazwyczaj najlepsze rozwiązanie, chociaż powoduje to pewne
problemy eksploatacyjne z utrzymaniem i regulacją pracy elektrowni. Zagłębiając rurociąg można
ograniczyć liczbę złącz kompensacyjnych i betonowych podpór stałych lub w ogóle je wyeliminować;
powierzchnia gruntu wraca do stanu pierwotnego, a rurociąg nie stanowi bariery dla dzikich zwierząt.
Budynek elektrowni oraz ujęcie wody, rurociąg derywacyjny, kanał odpływowy i linie przesyłowe
powinny być inteligentnie wkomponowane w krajobraz. Projekt powinien obejmować przedsięwzięcia
zmierzające do łagodzenia niekorzystnego oddziaływania na środowisko, zwłaszcza takie, które nie
pociągają za sobą wielkich wydatków, a znacznie ułatwiają otrzymanie odpowiednich zezwoleń.
Analiza dwóch obiektów hydroenergetycznych, starannie zaprojektowanych w celu zamaskowania ich
elementów, powinna dostarczyć potencjalnym projektantom szereg idei, które mogą pomóc przekonać
władze odpowiedzialne za politykę środowiskową, że nie ma miejsc na tyle wrażliwych ekologicznie,
by trzeba było powstrzymywać procesy nieszkodliwej i akceptowalnej konwersji energii.
218
ESHA 2010
Przedmiotem poniższych rozważań jest Elektrownia Wodna Cordiñanes w Picos de Europa
(Hiszpania) oraz elektrownia na rzece Neckar, zlokalizowana w historycznym centrum Heidelbergu
(Niemcy).
Przykład elektrowni Cordiñanes w Picos de Europa (Hiszpania)
Mały zbiornik wodny w Cordiñanes (fotografia 7.1) wywiera bardzo pozytywny wpływ na środowisko
(utrzymanie względnie stałego poziomu wody) oraz umożliwia uprawianie turystyki (kąpiele,
wędkowanie, kajakarstwo), równoważąc z powodzeniem swe oddziaływanie negatywne. Schemat
elektrowni Cordiñanes pokazano na rysunku 7.1.
Fot. 7-1 Zbiornik wodny Cordiñanes
Rysunek 7-1 Schemat węzła hydrotechnicznego elektrowni wodnej Cordiñanes
Jaz jest stosunkowo lekką budowlą z betonu, lecz z uwagi na swoją wysokości (14 m) stanowi element
najbardziej ingerujący w otoczenie (fotografia 7.2). Wysokość jazu wynika z faktu, że woda musiała
osiągnąć poziom starej sztolni, która (po rekonstrukcji) stanowi część derywacji. Jest to powód, dla
którego poziom wody w zbiorniku nie może zmieniać się o więcej niż 2 m, co nadaje zbiornikowi
charakter naturalnego jeziora.
219
ESHA 2010
Fot. 7-2 Jaz w Cordiñanes
Omawiając piętrzenia, wspomnieć należy o zaporze Wilhelmina w Szwecji. Jest to zapora ziemna z
nieprzepuszczalnym rdzeniem (fotografia 7.3). Powierzchnia korony i skarpa od strony wody dolnej są
chronione przed erozją warstwą dużych kamieni i bloków kamiennych, osadzonych w żelazobetonie
aż do połowy swojej wysokości. Skarpa od strony wody dolnej charakteryzuje się normalnym
pochyleniem 1: 3, za wyjątkiem odcinka o szerokości 40 m i pochyleniu 1:10. Taka konstrukcja
pozwala rybom, zmierzającym w górę rzeki, na pokonywanie progu. Omawiana zapora posiada także
inną zaletę środowiskową, gdyż nawet przy małym przepływie zachowuje wygląd naturalnej górskiej
bystrzycy.
Fot. 7-3 Zapora Wilhelmina w Szwecji
W Cordiñanes kanał otwarty, zaczynający się na ujęciu wody (fot. 7.4), o przekroju 2 × 2,5 [m×m]
i długości 1335 m, zbudowany z elementów żelazobetonowych, jest całkowicie zakopany i przykryty
warstwą gleby oraz roślinności.
220
ESHA 2010
Fot. 7-4 Ujęcie wody w Cordiñanes
Kolejne fotografie (7.5, 7.6, 7.7) pokazują odcinek kanału w trakcie różnych faz budowy: wykopy
ziemne, kanał ze zbrojonego betonu, a następnie wykończony kanał pokryty warstwą ziemi i
roślinności. Tylko słup linii przesyłowej pomiędzy wsiami Posada de Valdeon w Cordiñanes
potwierdza, że chodzi o to samo miejsce, gdyż nie sposób jest rozpoznać położenie pokrytego ziemią
kanału.
Kolejne fotografie (7.8 i 7.9) pokazują, w jaki sposób ukryto wlot sztolni. Na drugiej z nich (7.9) wlot
kanału sztolni został przykryty, tak jak i pozostała część kanału. Wejście do sztolni jest możliwe po jej
odwodnieniu poprzez kanał rewizyjny. Sztolnia istniała już uprzednio, ale nie była skończona z
powodu braku środków do przebicia osuwisk koluwialnych. Teraz została zrekonstruowana. Przekrój
wypełniony wodą ma wymiary 2 × 1,80 [m×m], spadek zaś wynosi 1: 1000. Sztolnia prowadzi wodę
w stronę niecki wlotowej, świetnie zharmonizowanej z otaczającymi skałami i wyposażonej w
przelew o kształcie półkolistym. Poza niecką wlotową w skład instalacji wchodzi ciśnieniowy rurociąg
derywacyjny ze stali, o średnicy 1,49 m i długości 650 m, doprowadzający wodę do turbin. Przez
pierwsze 110 metrów rurociąg ma pochylenie bliskie 60o i poprowadzony jest wykonanym w skale
wykopem o przekroju 2,5 × 2 [m×m]. Wykop ten został wypełniony betonem barwionym na kolor
upodobniający go do otaczających skał. Reszta wykopu została wykonana w gruncie. Schowano w
niej pozostałe 540 m rurociągu, które potem przykryto naturalną roślinnością.
221
ESHA 2010
Fot. 7-5 Etap budowy – prace ziemne
Fot. 7-6 Etap budowy – kanał betonowy
Fot. 7-7: Etap budowy – ukończony kanał
222
ESHA 2010
Fot. 7-8 Wlot sztolni podczas budowy
Fot. 7-9 Wlot sztolni po przykryciu
Fot. 7-10 Budynek elektrowni
223
ESHA 2010
Kilka metrów przed wlotem do hali maszyn rurociąg derywacyjny rozgałęzia się na dwa mniejsze
rurociągi, zasilające dwie turbiny Francisa o mocy po 5 000 kW. Budynek elektrowni (fotografia 7.10)
posiada cechy charakterystyczne tradycyjnego budownictwa lokalnego. Kamienne ściany, tradycyjne
dachówki i drewniane okiennice nadają budynkowi charakter budowli rustykalnej. Ponadto dwie
trzecie obiektu znajdują się pod powierzchnią terenu, co znacznie poprawia efekt wizualny. Aby
zamaskować kamienną konstrukcję kanału wylotowego zbudowano wodospad (fotografia 7.11).
Fot. 7-11 Kanał odpływowy
Fot. 7-12 Podstacja zlokalizowana w budynku elektrowni
Podstacja jest usytuowana wewnątrz budynku elektrowni (fotografia 7.12), a kable energetyczne
wychodzące z budynku są położone wzdłuż rurociągu derywacyjnego, pod sztolnią i nad kanałem
otwartym. W pobliżu wioski, gdzie znajduje się wiele linii przesyłowych, kable są wyprowadzone na
powierzchnię, a potem na północnym stoku (gdzie żyje niezwykle rzadki ptak „urogayo”) ponownie są
wpuszczone w ziemię.
224
ESHA 2010
Przykład elektrowni wodnej na rzece Neckar,
zlokalizowanej w centrum historycznym Heidelbergu (Niemcy)
Elektrownia wodna na Neckarze (fotografia 7.13), zlokalizowana w centrum Heidelbergu [11],
uzyskała niezbędne pozwolenia pod warunkiem, że nie będzie zakłócała wyglądu starej zapory,
zbudowanej, aby umożliwić nawigację na rzece. Budynek elektrowni znajduje się pod zaporą, jest
całkowicie schowany i nie można go zauważyć z brzegu rzeki. Rysunek 7.2 pokazuje przekrój
wzdłużny elektrowni, w której zainstalowano dwie studniowe turbin Kaplana, o mocy zainstalowanej
1 533 kW każda. Nakłady finansowe były duże około 3760 € na 1 kW mocy instalowanej.
Fot. 7-12 Elektrownia na Neckarze
Rysunek 7-2 Przekrój wzdłużny elektrowni wodnej na Neckarze
225
7.4.3.
ESHA 2010
Oddziaływanie biologiczne
7.4.3.1. W zbiorniku
Wiele małych elektrowni wodnych nie posiada zbiorników wodnych. Jednakże są elektrownie, które
magazynują wystarczająco dużo wody, aby uruchamiać turbinę wyłącznie podczas godzin, w których
występuje duże zapotrzebowanie na energię. Takie działanie nazywane jest „szczytowym” lub
„podszczytowym”. W elektrowniach niskospadowych ten typ pracy może spowodować niekorzystne
oddziaływanie na ryby żyjące w dolnym biegu rzeki, bo przepływ wody spada w okresie
zredukowanej produkcji energii elektrycznej. Mały przepływ może spowodować osadzanie się na
odsłoniętej powierzchni ikry świeżo złożonej w rejonach tarła. Ikra [8] może przeżyć okresy
zatrzymania przepływu łatwiej niż funkcjonowanie elektrowni w godzinie szczytu, ale narybek może
zginąć, zwłaszcza w przypadku gwałtownych zmian poziomu wody.
Zagrożenia zmianami poziomu wody są zdecydowanie ograniczone, gdy elektrownia stanowi element
kaskady zwartej, pracującej w systemie przewałowym. Ostatni zbiornik kaskady powinien posiadać
wówczas pojemność wystarczającą dla pracy ze stałym przepływem, niezależnie od zmian obciążenia
elektrowni położonych wyżej.
7.4.3.2. W łożysku cieku wodnego
Większość europejskich MEW to elektrownie przepływowe, to znaczy pozbawione możliwości
retencji wody. Woda pobierana jest często z cieku lub jeziora i kierowana do elektrowni przez kanał
lub rurociąg derywacyjny. Dążenie do uzyskania wysokiego spadu sprawia, że długość derywacji
może osiągać wiele kilometrów. Zmniejszenie przepływu w korycie rzeki pomiędzy derywacyjnym
ujęciem wody a końcem kanału odpływowego poniżej elektrowni może wywierać wpływ na
reprodukcję, wylęg, hodowlę i wędrówkę narybku, a także na przestrzeń życiową dorosłych ryb.
W przypadku pracy szczytowej samotnej elektrowni derywacyjnej znaczne zmiany przepływu mogą
poważnie zagrozić biocenozie wodnej, gdyż pewne strefy pierwotnego koryta rzeki są zasilane wodą i
osuszane okresowo. Zmiany przepływu w starym korycie można ograniczyć, gdy ruch prowadzony
jest w kaskadzie, a za regulację przepływu odpowiedzialne są elektrownie zbiornikowe na początku i
końcu kaskady. W przypadku kaskady zwartej w ruchu przewałowym można doprowadzić do prawie
całkowitego zniwelowania wahań przepływu w rzece nawet w warunkach pracy interwencyjnej.
Istnieje tu ewidentny konflikt interesów. Inwestor będzie utrzymywał, że produkcja energii
elektrycznej z odnawialnych źródeł energii przyczynia się do trwałego i zrównoważonego rozwoju,
zaspakajając potrzeby energetyczne metodami niezużywającymi paliw kopalnych i nie emitującymi
gazów cieplarnianych. Ekolodzy będą reprezentować stanowisko przeciwne, twierdząc, że zmienianie
biegu rzek i charakteru ich przepływu stanowi naruszenie dobra publicznego.
7.4.3.2.1. Przepływ nienaruszalny
Znane są liczne wzory na obliczanie przepływu nienaruszalnego, a ich liczba wzrasta z dnia na dzień.
Oznacza to, iż nie ma jednego uniwersalnego sposobu jego wyznaczania. Jest to oczywiste, ponieważ
nie ma też jednoznacznej definicji przepływu nienaruszalnego, co pozwoliłoby określić tę wielkość za
pomocą nienaruszalnej prawdy matematycznej jakiegokolwiek stopnia. Poniżej wymieniono kilka
wzorów, sklasyfikowanych w zależności od przyjmowanych założeń obliczeniowych. Wzory te mogą
dostarczyć wartości, mogące służyć jedynie jako wytyczne dla regulacji administracyjnych.
Dokładniejszą analizę metod obliczania przepływu nienaruszalnego można znaleźć w dokumentach
przygotowanych przez ESHA w ramach projektu Sieci Tematyczna Małej Energetyki Wodnej
(TNSHP, Thematic Network on Small Hydroelectric Plants), dostępnych pod adresem internetowym
http://www.esha.be .
226
7.4.3.2.1.1.
ESHA 2010
Metody oparte na wartościach hydrologicznych lub statystycznych
Jedna z grup metod obliczeniowych opiera się na średnim przepływie (SQ) przez rzekę w danym
przekroju poprzecznym. Otrzymywany przepływ nienaruszalny zmienia się od 2,5% SQ dla metody
CEMAGREF stosowanej we Francji, do 60 % dla metody stosowanej w stanie Montana (USA), dla
cieków, w których połów ryb ma dużą ważność ekonomiczną. W typowych obliczeniach przyjmuje
się, że przepływ nienaruszalny stanowi 10 % przepływu średniego.
Druga grupa metod odnosi się do przepływu średniego niskiego rzeki (SNQ). Przepływ nienaruszalny
obliczony według tych metod zmienia się od 20% (metoda stosowana w Nadrenii-Palatynacie i w
Hesji, Niemcy) do 100% (metoda Steinbacha, stosowana w Górnej Austrii) SNQ
.
W Polsce za podstawę do obliczeń przepływu nienaruszalnego przyjmuje się często przepływ średni
niski SNQ, zdefiniowany Rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 17 sierpnia 2006 r. w sprawie
zakresu instrukcji gospodarowania wodą (Dz.U. Nr 150 poz 1087) jako średnia arytmetyczna wartość
obliczona z minimalnych rocznych przepływów w określonych latach [12]. Autorzy obliczeń
przepływu nienaruszalnego wykorzystują najczęściej wytyczne zawarte w dwóch publikacjach Haliny
Kostrzewy wydanych przez Instytut Gospodarki Wodnej w Warszawie w 1972 roku [13, 14]. Są to
publikacje nieco już archaiczne, jednak pomimo zmian klimatycznych wytrzymują próbę czasu, dając
wyniki zapewniające ilość wody w cieku wystarczającą organizmom żywym.
Trzecia grupa metod odnosi się do wartości oznaczonych na krzywej sum czasów trwania przepływu
(rysunek 7.3). Wartości odniesienia mogą być bardzo zróżnicowane:

Q300 (szwajcarska metoda wartości ostrzegawczej,
metoda Matthey'a i zlinearyzowana metoda Matthey'a ),

Q347 (niemiecka metoda Büttingera),

NSQ7 (najniższa wartość średnia w czasie 7 miesięcy,
podczas których przepływy naturalne są najwyższe)

NSQAug (średni przepływ minimalny w sierpniu), Q84 %, Q361, Q355 itd.
Rysunek 7-3 Przykład krzywej sum czasów trwania przepływów
227
7.4.3.2.1.2.
ESHA 2010
Metody oparte na zasadach „fizjograficznych”
Metody te odnoszą się zazwyczaj do stałego znormalizowanego natężenia przepływu nienaruszalnego
(wyrażonego w l/s na 1 km2 obszaru zlewni). Najlepiej wybierać metody oparte na SNQ (przepływ
średni niski) lub NNQ (przepływ najniższy niski) z co najmniej 10 lat.
We wszystkich przypadkach sugerowane wartości przepływu nienaruszalnego są bardzo
zróżnicowane. Na przykład w USA, w rzekach będących bogatym źródłem ryb, wymagana jest
wartość 9,1 l/s/km2, podczas gdy w źródlanych rzekach alpejskich wartość ta schodzi do 2 l/s/km2.
Zalety metod:




Łatwość zastosowania, jeśli posiada się dokładne dane wyjściowe,
Możliwość ewentualnego uwzględnienia naturalnych fluktuacji,
Umożliwienie szacunkowej oceny produkcji energii,
Brak znanych zastrzeżeń od strony ekologicznej.
Wady:






Są to wzory akademickie, podające sztywne wartości,
NNQ często bywa niedoszacowane,
Nie uwzględnia się parametrów hydraulicznych przepływu,
Nie uwzględnia się dopływów i odpływów wody na odcinku derywacyjnym
ani na długości derywacji,
Podstawy ekonomiczne działalności małych elektrowni wodnych mogą być
poważnie zachwiane,
Metody niedostosowane do zróżnicowanych charakterystyk rzek,
o wątpliwej możliwości przenoszenia wyników z jednej rzeki na drugą.
7.4.3.2.1.3.
Formuły oparte na prędkości i głębokości wody
W tej grupie metod również mamy do czynienia z szerokim zakresem wartości, sugerowanych jako
typowe parametry rzek. Prędkość wody może wahać się od 0,3 m/s (metoda styryjska) do 1,2 – 2,4
m/s (metoda oregońska), a głębokość wody powinna być większa niż 10 cm (metoda styryjska) lub
zawierać się w granicach od 12 – 24 cm (metoda oregońska).
Inne formuły odpowiadające tego rodzaju metodom sugerują uzależnienie przepływu nienaruszalnego
od szerokości rzeki w rozważanym przekroju (30 – 40 l/s na 1 m szerokości), lub od obwodu
zwilżonego przekroju (w przypadku przepływu nienaruszalnego obwód zwilżony musi mieć wartość
nie mniejszą niż 75 % obwodu przepływu niezakłóconego).
Zalety tych metod:






Zachowanie głównych cech charakterystycznych przepływu,
Możliwość uwzględnienia w obliczeniach kształtu profilu rzeki,
Analiza dokonywana indywidualnie dla wybranej rzeki,
Dane hydrologiczne przestają być niezbędne,
Zachowanie wyłącznie pośrednich i ogólnych relacji z parametrami ekologicznymi,
Przydatność do określenia wpływu na produkcję energii elektrycznej w elektrowni wodnej.
228
ESHA 2010
Wady:






Spadek i naturalny przebieg rzeki nie są uwzględnione w obliczeniach,
Nie można uwzględnić długości derywacji ani efektów dopływów lub poborów wód,
Bez restrukturyzacji danych, metody te dają bardzo wysokie wartości przepływów
nienaruszalnych dla szerokich rzek,
Wyniki są miarodajne tylko w szczególnych przypadkach niedługich odcinków cieku,
Zastosowanie do górskich strumieni daje nierealne wartości progowe głębokości wody,
Stosowalność ograniczona do szczególnych typów rzek,
przenoszenie wyników nie daje miarodajnych rezultatów.
7.4.3.2.1.4.
Metody oparte na analizie multikryterialnej
uwzględniające parametry ekologiczne
Podano jedynie krótki opis, gdyż metody te są złożone i trudno je przedstawić w sposób zwięzły.
Narzędzia decyzji multikryterialnych (MODM, Multi Objective Decision Making)
Określenie przepływu nienaruszalnego wynika z modelu, który uwzględnia zarówno cele ekologiczne
jak i ekonomiczne. Przyjęte rozwiązanie powinno stanowić kompromis pomiędzy dwoma rodzajami
parametrów. Jako parametry stosuje się następujące zmienne mierzalne:

Możliwość pracy ciągłej (ekonomia),
Najmniejsza maksymalna głębokość wody
(dywersyfikacja gatunków i indywidualne rozmiary),
Najwyższa temperatura (zmienność warunków cieplnych),

Najmniejsza dopuszczalna zawartość tlenu rozpuszczonego w wodzie (jakość wody).


Stosunek rozcieńczenia
Niezbędny przepływ powinien być co najmniej 10 krotnie większy od wprowadzonego przepływu
biologicznie czystego. Prędkość przepływu nie może spaść poniżej 0,5 m/s.
Parametry przepływu
Efekty wywołane przez przepływ nienaruszalny są mierzone za pomocą modelu. Na tej podstawie
można określić niezbędne zabiegi korygujące i/lub budowlane w obszarze derywacji.
Fizyczny Model Symulacji Habitatu (PHABISM, Physical HABItat Simulation Model)
Metoda ta opiera się na znajomości kombinacji parametrów - głębokość wody, prędkość przepływu,
temperatura i sedymentacja korzystna dla większości gatunków ryb. Po określeniu tych parametrów
można obliczyć niezbędny przepływ, zgodnie z prawami techniki, uwzględniając potrzeby gatunków
ryb branych pod uwagę.
Szacowanie minimalnych zasobów biologicznych (Habitat Prognoses Model)
Model ten został opracowany w celu ograniczenia kosztów związanych z określaniem przepływów
nienaruszalnych w skomplikowanych przypadkach, wymagających przeprowadzenia specjalnych
badań. Model funkcjonuje na podstawie parametrów mniej licznych skupisk morfologicznych, a
przepływ nienaruszalny dla biogenezy jest szacowany metodą komputerową. Zostają określone
wartości progowe „minimalnego przepływu ekologicznego” i „ekonomicznie uzasadnionej produkcji
energii”. Ostateczny przepływ nienaruszalny zależy od tych dwóch wartości. Jednocześnie powinien
229
ESHA 2010
on zapobiegać degradacji zasobów biologicznych w stosunku do dotychczasowych warunków
przepływu. Sugerowana wartość przepływu nienaruszalnego nie może jednak być wyższa od
minimalnego przepływu ekologicznego.
Przepływ nienaruszalny jest wartością progową dla ekonomicznie uzasadnionej produkcji energii
elektrycznej lub wynosi 4 % przepływu małej elektrowni wodnej. Przepływ nienaruszalny może
wynosić co najwyżej 5/12 SNQ.
Wskaźnik Jakości Habitatu (HQI, Habitat Quality Index, USA)
Model ten wykorzystuje metodę wielokrotnej regresji. Oparty jest na związku zdolności ryb
łososiowatych do przeżycia w odcinku rzeki z zestawem parametrów ekologicznych. Celem obliczenia
biomasy ryb łososiowatych mogących żyć w określonym odcinku rzeki, wymaga zebrania dużej ilości
zróżnicowanych danych środowiskowych.
Wskaźnik Jakości Retencji (PQI, Pool Quality Index)
Model ten jest pochodną metody HQI. Oparty jest na maksymalizacji różnorodności hydraulicznej, co
znaczy, że im więcej jest basenów retencji naturalnej w cieku wodnym, tym niższy jest przepływ
nienaruszalny. W zależności od procentowego udziału retencji naturalnej w objętości wody na
rozważanym odcinku cieku, metoda podaje następujące wartości przepływu nienaruszalnego, które
powinny być porównane z wartościami otrzymanymi z zastosowaniem metod opisanych w punktach
7.4.3.2.1.1, 7.4.3.2.1.2 i 7.4.3.2.1.3:

7 – 9 % SSQ

50 – 70 % Q355

3,6-4,3 l/s/km2
Symulacja przyszłych warunków w odcinku derywacyjnym rzeki poprzez próby dozowania
Koncepcja „dozowania” dotyczy sztucznej regulacji natężenia przepływu w określonym czasie i
przekroju poprzecznym cieku w taki sposób, aby zagwarantować niezbędną ilość wody w innym
przekroju tego samego cieku. Metoda polega na określaniu warunków przepływu nienaruszalnego z
jednoczesną symulacją przyszłych warunków w odcinku derywacyjnym rzeki (starym korycie rzeki).
Metoda ta wiąże parametry ekologiczne z przeanalizowanymi przypadkami zrealizowanych
projektów umożliwiając wskazanie preferowanych zakresów i/lub krzywych. Jest opisywana jako
metoda dość prosta i oszczędna, jednakowoż zakłada ona możliwość mierzenia małych przepływów w
przyszłym odcinku derywacyjnym rzeki. W przypadku już istniejących elektrowni taki pomiar jest
prosty, w innych przypadkach pomiary powinny być wykonywane w okresach niskich stanów wód i z
pewnością wymagać będą ekstrapolacji.
Zalety tej metody:



Obserwacja przepływu właściwego dla lokalizacji,
Uwzględnienie charakterystyk hydrologicznych, hydraulicznych,
ekologicznych i meteorologicznych,
Jednoczesne uwzględnienie parametrów ekologicznych i ekonomicznych.
Wady:


Metoda kosztowna z uwagi na potrzebę zbierania danych i obliczeń matematycznych,
Dostosowana tylko do poszczególnych typów rzek,
przenoszenie wyników nie daje miarodajnych rezultatów.
230
ESHA 2010
Przykład stosowania różnych metod, z zastosowaniem następujących kryteriów:
A (rozważana powierzchnia zlewni) =
120 km2
Q300 = 1,90 m3/s
Średnia szerokość rzeki o przekroju prostokątnym:
około 20 m
Q347 = 1,60 m3/s
Średni spadek rzeki:
2,3 %
Q355 = 1,38 m3/s
Q361 = 0,37 m3/s
2,33 m3/s
SSQ =
SNQ = 0,15 m3/s
Tabela 7-3 Metody oparte o wartości hydrologiczne lub statystyczne
Metoda
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
10 % SSQ
233
Metoda
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
NadreniaPalatynat
0,2 ÷ 0,5•Q365
30 ÷ 75
0,2 ÷ 0,9•Q365
30 ÷ 135
Lanser
5 ÷ 10 % SSQ
116-233
Hesja
CEMAGREF
2,5 ÷ 10% SSQ
58-233
Q361
IMGW
(Kostrzewa)
0,3÷0,7 k SNQ
k =1
45 - 105
Poziom
alarmowy
0,2 Q300
380
Q365
150
Büttinger
Q347
1,600
1/3•Q365
50
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
2 ÷ 3 l/s/km2
240 ÷ 360
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
1,2 ÷ 2,4 m/s
2 600 ÷ 15 000
Steinbach
BadeniaWirtembergia
370
Tabela 7-4 Metody oparte o zasady fizjograficzne
Metoda
USA
Lombardia
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
2,6 ÷ 9,1 l/s/km2
312 ÷ 1092
2,88 l/s/km2
346
Metoda
Tyrol
Tabela 7-5 Wzory oparte o prędkość i głębokość wody
Metoda
Styria
Górna Austria
Miksch
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
Metoda
0,3 ÷ 0,5 m/s
80 ÷ 290
głębokość
≥ 20 cm
7 150
Styria
głębokość
≥ 10 cm
2 290
30 ÷ 40 l/s
na 1 m szerokości
600 ÷ 800
Tyrol
głębokość
≥ 15 ÷ 20 cm
4 450 ÷ 7 150
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
50 ÷ 70 % Q355
690 ÷ 966
głębokość
≥ 10 cm
2 290
Oregon
Tabela 7-6 Metody oparte na analizie multikryterialnej,
uwzględniającej parametry ekologiczne
Metoda
PQI
Górna Austria
Opis
Przepływ
nienaruszalny [l/s]
7÷9%
2
3,6 ÷ 4,3 l/s/km
Metoda
163 ÷ 210
PQI
432 ÷ 516
Styria
231
ESHA 2010
Podane powyżej przykłady pokazują znaczną zmienność otrzymywanych rezultatów i wskazują na
trudności w zastosowaniu jednej z tych metod do określenia przepływu nienaruszalnego za budowlą
kierującą wodę do instalacji hydroenergetycznej. Szczególnie zastosowanie formuł opartych na
prędkości i głębokości wody prowadzi do nierealnych rezultatów obliczeń.
W tym kontekście zasadnym jest zastanowienie się nad metodami restrukturyzacji rzek,
prowadzącymi do redukcji wartości przepływu nienaruszalnego. To podejście daje podwójną okazję
do uzyskania lepszej wydajności środowiskowej przepływu nienaruszalnego (głębokości i prędkości
dostosowane do wymogów ekosystemu) oraz powiększenia produkcji energii ze źródła odnawialnego.
Należy podkreślić, że jeżeli do określenia wartości przepływu nienaruszalnego stosuje się jedną z
metod biologicznych, to w wielu krajach inwestor ma możliwość zredukowania wartości przepływu
nienaruszalnego poprzez zmodyfikowanie struktury fizycznej koryta cieku. Dobrze znane metody
dotyczące renaturyzacji i restrukturyzacji rzek wydają się zmierzać dokładnie w tym kierunku. Tak
więc można rozważyć zastosowanie takich metod, jak zasadzenie drzew na brzegach rzeki - by ją
zacienić, naniesienie żwiru do koryta rzeki - aby poprawić podłoże, wzmocnienie brzegów rzeki
poprzez zarośla - aby zapobiegać ich erozji itd. Inwestycje niezbędne dla realizacji tych środków
kompensacyjnych są przeważnie bardzo szybko rekompensowane przez znaczące obniżenie się
przepływu nienaruszalnego, a w konsekwencji przez wzrost produkcji elektrowni.
Rysunek 7.4 (reprodukcja z dokumentu dra Martina Mayo) prezentuje sposób ochrony przed skutkami
przepływu, promieniowania słonecznego i niebezpieczeństwami, na jakie są narażone kręgowce i
bezkręgowce, z jednoczesnym zastosowaniem elementów naturalnych i sztucznych. Istnienie jam i
podwodnych zagłębień dostarcza faunie schronienia przed atakami drapieżników. Dodatkowo
roślinność w pobliżu wody daje cień, który ryby mogą wykorzystać jako zabezpieczenie przed
przegrzaniem oraz umożliwia ukrycie się przed drapieżnikami lądowymi.
Wszystkie te elementy składają się na koncepcję, która w metodzie ważonej szerokości użytecznej
(WUW, Weighted Useful Width) znana jest jako współczynnik kryjówki (refuge coefficient). Jeśli
uwzględni się tę koncepcję, wymagana wartość przepływu nienaruszalnego może być zmniejszona. W
ten sposób lepsza ochrona fauny wodnej może być połączona z większą produkcją energii.
Rysunek 7-4 Przekrój poprzeczny koryta rzeki
1: kryjówki stworzone przez brzegi rzeki; 2: zagłębienia podwodne; 3: jamy; 4: zagłębienia w podłożu;
5: roślinność podwodna; 6: roślinność nadwodna; 7: konary, korzenie; 8: otwarte zagłębienia w brzegu
Dla przykładu, na rysunku 7.5 pokazano związek pomiędzy przepływem ekologicznym a morfologią
koryta rzeki.
Wśród licznych możliwych działań wymienić należy tworzenie zbiorników umożliwiających
rozmnażanie się ryb, tworzenie meandrów koryt rzek o niskich przepływach celem zwiększenia
prędkości i głębokości w okresie niskich wód, modyfikacje spadku w celu zwiększenia głębokości
wody w małych wodospadach lub platformach (30-40 cm).
232
ESHA 2010
Trudność tego typu prac polega na konieczności utrwalenia przeprowadzonych modyfikacji, tj.
uodpornienia je na wielkie wody oraz na naturalną dynamikę łożysk rzecznych, której nie wolno
niedoceniać.
Rysunek 7-5 Związek pomiędzy przepływem ekologicznym a morfologią koryta rzeki
Dokładniejszą analizę skutków zastosowania dodatkowych parametrów dotyczących
przepływu nienaruszalnego (spadek, dopływy, struktura rzeki itd.) można znaleźć w
dokumentach przygotowanych przez ESHA w ramach projektu Sieć Tematyczna MEW
(TNSHP), dostępnych pod adresem internetowym: http://www.esha.be.
7.4.3.2.2. Przepławki dla ryb migrujących w górę rzeki
Ryby anadromiczne są to ryby, które rozmnażają się w wodzie słodkiej, pomimo iż spędzają większą
część życia w oceanie. Ryby katadromiczne rozmnażają się w oceanie, a dorastają w wodzie słodkiej są więc uzależnione od możliwości pokonania zabudowy rzecznej, takiej jak zapory. Dostępna jest
szeroka gama projektów przepławek dla ryb wędrujących w górę rzeki, dostosowanych do różnych
gatunków ryb. Bez nich ryba słodkowodna napotyka na silne ograniczenia możliwości
przemieszczania się.
Technologia budowy przepławek w górę rzeki jest już uznana za dobrze rozwiniętą i dostosowaną do
pewnej liczby gatunków anadromicznych, włączając łososia. Według raportu Urzędu ds. Oceny
Technologii USA (OTA, Office of Technology Assessment) z roku 1995, nie ma jedynego dobrego
rozwiązania, służącego do zaprojektowania przepławek dla ryb wędrujących w górę rzeki.
Zaprojektowanie skutecznej przepławki dla poszczególnych lokalizacji wymaga dobrej komunikacji
pomiędzy inżynierami a biologami oraz głębokiej znajomości cech charakterystycznych lokalizacji.
Większość niepowodzeń związanych z przepławkami wydaje się wynikać z nieprzykładania należytej
uwagi do funkcjonowania i utrzymania ruchu urządzeń.
Urządzenia przeznaczone do pokonywania barier podczas migracji w górę rzeki mogą mieć różną
postać: przepławki dla ryb, windy dla ryb, śluzy, pompy lub wykorzystywać inne systemy
transportowania ryb. Pompy stanowią metodę bardzo kontrowersyjną. Transport jest stosowany przy
bardzo wysokich zaporach. Te bardzo specjalistyczne rozwiązania są raczej niespotykane w małych
elektrowniach wodnych. Dla małych elektrowni wodnych wykonuje się raczej przepławki lub
233
ESHA 2010
strumienie obejściowe. Kryteria zależne od gatunków ryb, lokalizacji i aspektów ekonomicznych z
reguły decydują o wyborze najkorzystniejszego rozwiązania.
Budowle służące rybom do pokonania przeszkody (strumień typu naturalnego, przepławki komorowe i
sukcesywne progi, przepławki Denila, z szczelinami pionowymi lub hybrydowe itd.) można
zaprojektować tak, aby zaspokoić potrzeby różnych gatunków ryb (ryby przydenne, powierzchniowe
lub przepływające przez otwory pod prąd wody). Jednakże nie wszystkie rodzaje ryb korzystają z
przepławek. W pewnych przypadkach ryby niekorzystające z przepławek można transportować za
pomocą układów specjalnych, takich jak windy dla ryb.
Najbardziej rozpowszechnioną przepławką jest przepławka o sukcesywnych progach i komorach, z
wodą przelewającą się z jednej komory do drugiej (ponad prostokątnymi progami). Komory
odgrywają w tym przypadku podwójną rolę: dostarczają rybom strefy do wypoczynku i rozpraszają
energię wody spływającej przez przepławkę. Rozmiary komór powinny być określone w zależności od
ryb, które powinny przez nie przechodzić. Komory mogą być tworzone za pomocą:

Przegród z szczelinami, przez które mogą przejść zarówno ryby, jak i materiał wleczony,

Przegród z wystarczająco dużymi otworami przydennym,
aby mogły przez nie przechodzić ryby,

Przegród wyposażonych zarówno w szczeliny pionowe, jak i otwory przydenne.
Komory oddzielone przegrodami wyposażonymi tylko w otwory przydenne nie mają praktycznego
zastosowania, gdyż przechodzą przez nie wyłącznie ryby przydenne mieszczące się w otworach.
Łososie nie potrzebują ich, bo mogą przeskakiwać przez przegrody. Najstarszy jest system progów
prostokątnych (rysunek 7.6), ale posiada on tę wadę, że jest wrażliwy na zmiany poziomu wody górnej
– w zależności od tego poziomu przepływ w przepławce jest odpowiednio podwyższony lub
zmniejszony. W rezultacie jest to przepławka z przepływem zbyt wysokim lub zbyt niskim.
Ponadto ten rodzaj przepławki nie pozwala na transport materiału wleczonego przy dnie i należy
koniecznie przewidzieć otwory przydenne. Na fotografii 7.14 pokazano jedną z takich przepławek z o
konstrukcji „rustykalnej”, zbudowaną celem kontroli wędrówek łososi w rzece płynącej w Asturii
(Hiszpania).
Rysunek 7-6 Układ progów prostokątnych
234
ESHA 2010
Fot.7-14 Przepławka o konstrukcji „rustykalnej”
Na fotografii 7.15 pokazano przepławkę o szczelinach pionowych i otworach przydennych, co
daje zazwyczaj bardzo dobre rezultaty. Kształt i rozmieszczenie przegród pokazano w
perspektywie na rysunku 7.7. Szerokość komór zmienia się od 1,2 do 2,4 m przy długości w
zakresie od 1,8 do 3,0 m. Spadek poziomu wody pomiędzy komorami jest rzędu 10 – 30 cm.
Alozy płynące w górę rzeki teoretycznie nie mogą pokonać spadku wyższego niż 25 cm. W
zasadzie rozmiary komór i spadki międzykomorowe zależą od gatunków ryb, dla jakich
buduje się system jest skonstruowany. Programy komputerowe [16] pozwalają na
optymalizację szerokości i długości komór w funkcji spadków pomiędzy każdą z nich, a także
całkowitego natężenia przepływu i spadek na przepławce, aby ograniczyć koszty jej
wykonania.
Fot.7-15 Przepławka o szczelinach pionowych
235
ESHA 2010
Rysunek 7-7 Przegrody przepławki w przekroju
Przepławka dla ryb ze szczelinami pionowymi (rysunek 7.8) jest szeroko stosowana w
Stanach Zjednoczonych, ale nie jest dobrze znana w Europie [17] Zarówno ryby jak i
unoszone cząstki stałe przechodzą poprzez pionowe szczeliny przegród. Typowy model
zawiera komory o szerokości 2,5 m i długości 3,3 m, ze szczelinami o szerokości 30 cm.
Zwolennicy tego typu przepławek podkreślają ich stabilność hydrauliczną - i to nawet przy
znacznych zmianach przepływów oraz poziomów wody górnej i dolnej.
Przepławka dla ryb typu Denila (fotografia 7.16) jest stroma i składa się z sukcesywnych
pochylni z żebrami, bardzo do siebie zbliżonymi, tak jak to pokazano na rysunku 7.9. Żebra te
powodują dyssypację energii, dzięki czemu uzyskuje się przepływ o średnim natężeniu, który
ryby mogą łatwo pokonać płynąc w górę rzeki.
Rysunek 7-8 Przepławka o szczelinach pionowych
236
ESHA 2010
Ta cecha charakterystyczna pozwala na stosowanie przepławek Denila dla nachyleń wynoszących do
1:5. Dodatkowo powoduje ona silną turbulencję przepływu, który dzięki temu o wiele lepiej wabi
wiele gatunków ryb niż przepływ w przepławkach komorowych oraz pozwala na pracę przy zmiennej
głębokości wody. Przepławka powinna być wyposażona w baseny, umożliwiające rybom wypoczynek
po pokonaniu każdych 2 m różnicy wzniesień.
Fot. 7-16 Przepławka Denila
Rysunek 7-9 Koryto i żebra przepławki Denila
237
ESHA 2010
Śluza Borlanda (rysunek 7.10) jest stosunkowo tanim sposobem na transportowanie ryb z kanału
odpływowego elektrowni do jej niecki wlotowej w przypadku zapór średniej wielkości. Ryby
wchodzą najpierw do małej przepławki prowadzącej komorze dolnej. Potem wlot komory jest
zamykany, a sztolnia prowadząca na wodę górną jest wypełniana wodą napływającą od góry. Gdy
sztolnia wypełni się wodą, ryby wabione przez przepływ znajdują się już na poziomie niecki
wlotowej, do której wpływają.
Rysunek 7-10 Przekrój przez śluzę Borlanda
W przypadku wysokich zapór najlepszym rozwiązaniem jest instalacja specjalnie zaprojektowanych
wind dla ryb. Francuski koncern energetyczny EdF posiada duże doświadczenie w tej dziedzinie. Na
przykład winda Golfech, uruchomiona w 1989 roku, umożliwiła migrację dwudziestu tonom alozy
(około 66 000 ryb), zablokowanych u podstawy zapory. Koncepcja polega na zwabieniu ryby u
podstawy zapory i bezpiecznym przetransportowaniu do wody górnej. Tego typu urządzenia opisane
są w bibliografii3. Doprowadzenie ryb z kanału odpływowego do windy wymaga jedynie małej
przepławki. W tym miejscu, za pomocą urządzeń mechanicznych, ryby są gromadzone w wannie
samowyładowczej ładowanej na wózek windy. Ostatecznie wanna transportuje je wyciągiem linowym
bezpośrednio na koronę zapory i wyładowuje w wodzie górnej.
Najważniejszym elementem układu przepławkowego, zarazem najtrudniejszym do zaprojektowania i
decydującym o wydajności jego działania, jest system wabienia ryb. Zadaniem systemu jest zwabienie
ryb do dolnego stanowiska urządzenia do pokonywania zapory. System powinien być skonstruowany
w taki sposób, aby wykorzystać tendencję ryb migrujących do szukania silnych prądów wody,
unikając jednocześnie prądów zbyt silnych. Przepływ musi być wystarczająco intensywny, aby zwabić
ryby spod upustów powodziowych i kanałów odprowadzających wodę z turbin. Prędkości przepływu
na wlocie do przepławki zmieniają się w zależności od rodzaju migrujących ryb. W przypadku łososia
i pstrąga dopuszczalne są prędkości od 2 do 3 m/s. Niewystarczająco efektywny przepływ wabiący
może powodować opóźnienia w migracji ryb, które pojawiają się w dole budowli piętrzącej i tam się
gromadzą. Jeśli jest to niezbędne, woda powinna być pompowana do przepławki z poziomu wody
dolnej, lecz zazwyczaj wystarczająca ilość wody jest pobierana na poziomie ujęcia wody lub niecki
wlotowej, a następnie kierowana przepławką do jej wlotu na wodzie dolnej. W przypadku łososia,
przepływ wabiący najlepiej utrzymywać pomiędzy 1 a 2 m/s. Jeśli woda jest zbyt zimna (mniej niż 8
°C) lub zbyt ciepła (więcej niż 22 °C), to prędkość powinna być obniżona, gdyż ryba staje się
wolniejsza i przestaje skakać. Woda wabiąca może być wprowadzana bezpośrednio do wejścia do
przepławki, co pozwala uniknąć konieczności prowadzenia jej przez całą długość przepławki (rysunek
7.11).
238
ESHA 2010
Wejście
do
przepławki
powinno
być
umieszczane blisko progu piętrzącego, gdyż
łosoś próbuje szukać drogi okrążając
przeszkodę. W elektrowniach niskospadowych
wlot powinien być w brzegu blisko elektrowni,
tak jak to pokazano na fotografii 7.17.
Wyjście z przepławki na wodzie nie powinno
być usytuowane blisko przelewu, gdzie istnieje
niebezpieczeństwo, że ryby zostaną porwane z
nurtem i spłyną w dół piętrzenia, ani w strefie
zamkniętej cyrkulacji wody, która może stać się
pułapką dla ryb. Przejścia dla ryb powinny być
chronione przed kłusownikami, np. przykryciem
z metalowych krat lub grubej blachy.
Zastosowanie pomp do transportu ryb przez
zapory jest bardzo kontrowersyjne i, w zasadzie,
nosi charakter eksperymentalny. Technologia ta
jest związana z hodowlą ryb i służy do
transportu żywych ryb. Na rynku jest wiele
pomp dostosowanych do tego celu i powstają ich
nowe wersje. Pomimo tego jest ryzyko, że
przepompowywanie może uszkodzić ryby z racji
ich stłoczenia w rurociągu tłocznym.
Rysunek 7-11 Urządzenie wabiące ryby
Fot.7-17 MEW Przechowo na Wdzie (Świecie nad Wisłą) z przepławką dla ryb
po lewej stronie budynku (zdjęcie wykonane w końcowej fazie budowy elektrowni)
239
ESHA 2010
7.4.3.2.3. Przepławki dla ryb migrujących w dół rzeki
W przeszłości ryba migrująca w dół cieku przechodziła przez turbinę. Śmiertelność ryb może wtedy
osiągać 40%, zależnie od budowy turbiny a zwłaszcza od szybkości obwodowej wirnika. W turbinie
Francisa przejście z prędkości obwodowej wirnika 12 m/s na 30 m/s zwiększa śmiertelność z 5 % do
35 %. Turbiny Francisa, z uwagi na swoją konstrukcję, powodują znacznie większą śmiertelność niż
turbiny Kaplana. Śmiertelność ryb przechodzących przez turbinę gruszkową jest często niższa niż 5 %
[18]
Wydaje się, że spad nie odgrywa w tym przypadku decydującej roli. Turbina pracująca przy spadzie
12 m powoduje zbliżoną śmiertelność ryb do turbiny pracującej przy spadzie 120 m. Wzniesienie
wirnika powyżej poziomu wody dolnej jest za to bardzo ważnym czynnikiem ryzyka, niezależnie od
efektu kawitacji. Im większa jest sprawność turbiny, tym mniejsza jest śmiertelność przepływających
przez nią ryb. A więc turbina działająca przy mocy nominalnej powoduje mniejszą śmiertelność ryb,
niż turbina częściowo obciążona. Głównymi przyczynami śmiertelności ryb są:

uszkodzenia mechaniczne po kolizji z ciałami stałymi,
z łopatkami kierownicy lub wirnika turbiny,

duże ujemne gradienty ciśnienia występujące pomiędzy stroną napływu i ssącą turbiny,

efekt ścinania powstający wskutek przenikania się przepływów o dużej prędkości
i przeciwnych kierunkach.
Ostatnio do ochrony ryb zastosowano innowacyjne, samoczyszczące i niewymagające zasilania
energią elektryczną ujęcia wody, pochodne ujęć tyrolskich. Ekran wykorzystuje efekt Coandy [19] tendencję strugi cieczy do pełnego omywania powierzchni umieszczonego na jej drodze ciała stałego.
Pręty robocze ekranu mają przekrój w kształcie V i są zamocowane pod odpowiednim kątem w
stosunku do prętów wsporczych (rysunek 7.12), powodując efekt ścinania przepływu wzdłuż
powierzchni ekranu.
Woda spływa grawitacyjnie do systemu zbiorczego turbiny przez szczeliny między prętami roboczymi
kraty, zazwyczaj o szerokości 1 mm. 90 % cząsteczek ciał stałych zawieszonych w wodzie, których
prędkość została zwiększona na płycie przyspieszającej, przepływa nad ekranem, stanowiącym tym
samym znakomite zabezpieczenie turbiny przed erozją ścierną. Podobnie chroniona jest fauna wodna,
bo ryby nie są wciągane przez kraty w kierunku turbiny. W istocie gładka powierzchnia stali
nierdzewnej znakomicie kieruje ryby do strumienia obejściowego. Ten typ ujęcia wody posiada
przepustowość do 250 l/s na 1 m kraty. Wadą tego typu krat jest to, iż przepływ wody nad przelewem,
a następnie w dół, po jego profilu, w stronę układu zbiorczego, wymaga zużycia od 1 do 1,2 m spadu.
W przypadku elektrowni niskospadowych może się to okazać bardzo niekorzystne i kosztowne.
Fotografia 7.18 przedstawia urządzenie Coandy [20] w warunkach eksploatacyjnych.
240
ESHA 2010
Rysunek 7-12 Schemat ekranu Coandy
Fot. 7-18 Ekran Coandy w terenie
241
ESHA 2010
7.4.3.2.4. Behawioralne systemy oprowadzania
Behawioralne systemy oprowadzania obejmują szeroki zakres różnorodnych technologii służących do
odstraszania lub wabienia ryb migrujących w dół rzeki. Swego czasu były one przedmiotem studiów
Instytutu Badawczego Elektroenergetyki USA (Electric Power Research Institute, EPRI). Technologie
te obejmują takie systemy, jak układy lamp stroboskopowych do odstraszania ryb, lamp rtęciowych do
ich przywabiania, urządzenie generujące dźwięki o niskiej częstotliwości - znane pod nazwą „młotów”
- do ich odstraszania, jak również dużą liczbę systemów oprowadzania elektrycznego. Nie
dowiedziono jeszcze, że reakcją ryb można kierować bezpośrednio. Techniki kierowania
zachowaniem są specyficzne dla każdej lokalizacji i dla występujących w niej gatunków ryb. Dlatego
wydaje się mało prawdopodobne, żeby metody te mogły funkcjonować tak dobrze w zróżnicowanych
warunkach hydraulicznych, jak ekrany Coandy [21].
Ekrany behawioralne działają wykorzystując naturalną odpowiedź ryb na wymuszenie odciągające je
od stymulatora. W rezultacie testowania całego szeregu systemów za najbardziej skuteczne uznano
odstraszanie akustyczne. Aby uzyskać efekt odstraszenia ryb, poziom dźwięku musi być
wystarczająco wysoki w stosunku do szumu tła. Szum tła jest ważnym czynnikiem zwłaszcza tam,
gdzie występuje hałas generowany przez urządzenia podwodne, takie jak pompy lub turbiny. Za
najbardziej skuteczne we wszystkich zastosowaniach uznane zostały sztucznie generowane fale
dźwiękowe gwałtownie zmieniające amplitudę i częstotliwość, dzięki czemu ryby mniej się do nich
przyzwyczajają. Analogiczną sytuacją dla ludzi byłaby konieczność pozostawania w pobliżu wyjących
syren alarmowych. Byłoby to po prostu nieprzyjemne i powodowałoby odsuwanie się od źródła
hałasu. Najlepszym rozwiązaniem jest zazwyczaj odchylenie kierunku przepływu, które powoduje
szybkie przemieszczenie ryb z pobliża źródła niebezpieczeństwa (np. ujęcia wody) w bezpieczny nurt
wody. System BAFF (Bio Acoustic Fish Fence - bioakustyczna kurtyna rybna) wytwarza swego
rodzaju „podwodną ścianę dźwiękową”, za pomocą sprężonego powietrza generującego ciągłą kurtynę
pęcherzyków, do której wprowadza się niskoczęstotliwościową falę akustyczną o częstości
zmieniającej się od 50 do 500 herców. Pomimo że wewnątrz kurtyny z pęcherzyków powietrza
generowany jest dźwięk o dużym natężeniu (co najmniej 160 decybeli), poziom hałasu maleje do
wartości pomijalnej juz w odległości kilku metrów od kurtyny. Ograniczając kurtynę dźwiękową do
małego obszaru, system pozwala rybom normalnie funkcjonować w pozostałej części zbiornika lub
rzeki. Na rysunku 7.13 przedstawiano rozmieszczenie układu zanurzonych przetworników
akustycznych, które przesyłają generowany dźwięk do wnętrza kurtyny utworzonej z unoszących się
pęcherzyków, tworząc w ten sposób kurtynę dźwiękową kierującą ryby poza układ przepływowy
turbiny.
Rysunek 7-13 Bariera bioakustyczna
242
ESHA 2010
Jak podaje M. Turpenny z Wodnych Laboratoriów Badawczych Fawleya (Fawley Aquatic Research
Laboratories Ltd ) w Wielkiej Brytanii „wadą ekranów odstraszania dźwiękowego w stosunku do
konwencjonalnych krat mechanicznych jest to, że nie odstraszają one 100 % ryb, podczas gdy ekrany
mechaniczne o wystarczająco małych odstępy między prętami mogą tego dokonać. Typowa
skuteczność barier behawioralnych kształtuje się na poziomie od 50 do 90% w zależności od typu
bariery, warunków środowiskowych i samej elektrowni. Większość ryb przechodzących przez barierę
ma tendencję do przejścia przez turbinę, co powoduje ryzyko ich uszkodzenia.”
Należy zapewnić trasy obejściowe pozwalające rybom przemieścić się ze strefy odstraszania
dźwiękowego w bezpieczne miejsca w rzece.
Ekrany zlokalizowane na wlocie ujęcia wody nie wymagają przewodu powrotnego, gdyż ryby są
porywane przez przepływ i w naturalny sposób wracają do nurtu rzeki, zwykle przez przelew, co jest
niebezpieczne, lecz przynoszące znacznie mniej uszkodzeń niż przejście przez turbinę. Zadziwiające
jest to, że wysokie jazy niekoniecznie są bardziej niebezpieczne dla ryb niż jazy niskie. Jak
udowodniono zrzucając łososie z helikoptera do zbiornika wodnego, prędkość śmiertelna jest osiągana
przy spadku z wysokości około 30 m. Eicher wspomina o eksperymentalnym przelewie typu skoczni
narciarskiej, który wyrzuca rybę ze strumieniem wody i powoduje jej swobodne opadanie do zbiornika
znajdującego się 80 m poniżej z współczynnikiem śmiertelności obniżonym do zera.
Kiedy ekran odstraszający ryby usytuowany jest na poziomie ujęcia wody, lecz poniżej wejścia do
przepławki dla ryb płynących w dół rzeki, niezbędne jest ujęcie prowadzające ryby z powrotem do
rzeki. Według charakterystyk behawioralnych ryby migrujące w dół rzeki nie mogą wrócić w jej górę,
aby odnaleźć wejście, a więc musi być ono umieszczone na najdalej wysuniętym w kierunku wody
dolnej końcu ekranu, przy założeniu, że powierzchnia ekranu jest ustawiona skośnie do kierunku
przepływu. Ryby zazwyczaj wzbraniają się przed wejściem do wąskich otworów, zaleca się zatem, by
szerokość otworu wlotowego obejścia wynosiła przynajmniej 45 cm, zwłaszcza gdy chodzi o młode
ryby łososiowate. Wskazane jest, aby szerokość wlotu mogła być regulowana przez metalowe wkładki
zmniejszające rozmiar otworu. Konstrukcja wlotu do obejścia powinna powodować łagodne
przyspieszenie przepływu w przewodzie, bez nagłych zwężeń, rozszerzeń lub łuków. Do
przeprowadzenia ryb od wejścia do odgałęzienia w stronę rzeki stosuje się rurociągi zamknięte lub
kanały otwarte. Ryby niechętnie wchodzą do kanałów przepływowych, jeśli wejściu towarzyszy
gwałtowny kontrast oświetlenia. Kanały otwarte są więc lepiej dostosowane do tej roli. Ich
powierzchnie wewnętrzne muszą być bardzo gładkie, aby nie uszkadzać ryb. Polietylen o wysokiej
gęstości (PEHD) i PCW są materiałami najlepiej dostosowanymi do produkcji przewodów
oprowadzających ryby.
Należy unikać gwałtownych zmian przekroju, aby nie powodować turbulencji i niekorzystnych zmian
ciśnienia. Szczególnie w rurociągach całkowicie wypełnionych należy unikać podciśnień, gdyż mogą
one poważnie zranić, a nawet zabić ryby. Powietrze wciągnięte do rurociągów całkowicie
wypełnionych jest przyczyną turbulencji i pulsacji ciśnienia, co nie pozwala na przesycenie wody
gazem i może być szkodliwe dla ryb. Prędkość wody w tych rurociągach nie powinna być zbyt
wysoka (w stosunku do typowych prędkościach w kanałach), aby nie spowodować sił ścinających
mogących uszkadzać ryby. Zaleca się wartości bliskie 0,8 m/s.
7.4.3.3. Na powierzchni ziemi
Kanały otwarte czasem mogą stanowić przeszkodę dla swobodnego przemieszczania się zwierząt. Aby
tego uniknąć, kanały otwarte często pokrywa się całkowicie ziemią, a nawet warstwą rodzimej
roślinności. Z drugiej strony uważa się, że przykrycie kanałów ziemią prowadzi do utraty habitatu
wodnego. W przypadku kanałów otwartych zaobserwowano, że czasem zwierzęta wpadają do nich i z
powodu ich prostokątnego przekroju nie mają żadnej możliwości wyjścia. Niewielkim kosztem można
poprawić tę sytuację wprowadzając konstrukcje wyposażone w stopnie. Inne zabiegi budowlane
związane z MEW nie mają istotnego znaczenia ekologicznego.
243
ESHA 2010
7.4.3.4. Czyszczenie krat
Prawie wszystkie elektrownie wodne wyposażone są w czyszczarki krat, które wyciągają materiał
niesiony z wodą i odkładający się na kratach. Zapobiega to przedostawaniu się tego materiału do
kanałów przepływowych elektrowni, co mogłoby uszkodzić turbiny, i regularnie zmniejsza straty
spadu, spowodowane częściowym zapchaniem krat. Corocznie tony odpadów domowych (torby
plastikowe, butelki itp.), ale także liści i śmieci pochodzenia naturalnego usuwa się z cieków
wodnych.
W wielu krajach każdy obiekt, łącznie z materią organiczną (liście, gałęzie itp.), usunięty z cieku,
automatycznie stanowi odpad. Jeśli tak, nie może on być z powrotem wrzucony do wody, lecz
powinien być dokładnie unieszkodliwiony, co czasem jest bardzo kosztowne. Jasne jest więc, że małe
elektrownie wodne odgrywają fundamentalną rolę w oczyszczaniu rzek. Ta korzyść środowiskowa jest
często pomijana, ale stanowi pozytywny wpływ MEW na środowisko. Należy zmierzać do
zmniejszenia obciążeń ponoszonych z tego tytułu przez małe elektrownie wodne (na przykład
zmniejszając koszty neutralizacji odpadów lub pozwalając na i inny sposób unieszkodliwiania materii
organicznej, a inny - nieorganicznej).
7.5. Oddziaływania linii przesyłowych
7.5.1.
Efekt wizualny
Linie przewodów elektrycznych i korytarze używane do ich wytyczenia mogą mieć negatywny wpływ
na krajobraz. Wpływ ten można ograniczyć przystosowując je do krajobrazu, a nawet, w przypadkach
skrajnych, prowadząc je pod ziemią.
Optymalny technicznie i ekonomicznie sposób przesyłania energii elektrycznej z małej elektrowni
wodnej powoduje, niestety, najbardziej negatywne efekty estetyczne. Istotnie - aby uniknąć kontaktu
linii przesyłowej z drzewami najprościej byłoby postawić słupy na wierzchołkach wzgórz, co
stanowiłoby dominujący element krajobrazu. Tak samo prostoliniowe pociągnięcie linii (co zazwyczaj
pozwala zmniejszyć jej koszt) nie zawsze jest dostosowane do ukształtowania terenu.
W przypadku elektrowni powstających na obszarach o szczególnej wartości krajobrazowej górskich
istnieje ryzyko, że przewody zdominują krajobraz, wpływając negatywnie na jego piękno. Należy
jednak zaznaczyć, że linie przesyłowe istnieją często nawet bez małych elektrowni wodnych. Nawet
wioski położone w górach potrzebują energii elektrycznej, a ta (jeśli nie jest generowana przez ogniwa
fotowoltaiczne) wymaga linii przesyłowych. Prawdą jest także, że staranne wytyczenie linii może
znacznie ograniczyć ich niekorzystne oddziaływanie. Można także, tak jak w Cordiñanes, schować
podstacje i linie przesyłowe tak, aby nie były widoczne z zewnątrz, co poprawia sytuację. Jest to
jednak rozwiązanie kosztowne i może zostać zrealizowane, jeśli projekt wykazuje dostateczną
rentowność
244
ESHA 2010
Fot. 7-19 Efekt wizualny podstacji zewnętrznej
7.5.2.
Oddziaływanie na stan zdrowia
Niektóre osoby mogą nie lubić przechodzić pod liniami przesyłowymi z obawy o zagrożenia dla
zdrowia spowodowane polem elektromagnetycznym. Ryzyko takie istnieje tylko dla linii
przesyłowych wysokiego napięcia, a nie w przypadku linii prowadzących z małej elektrowni wodnej.
tW świetle sprzecznych raportów, jakie ukazywały się na ten temat przez wiele lat brakuje jednak
autorytatywnego rozstrzygnięcia.
7.6. Wnioski
Wielka liczba nowych małych elektrowni wodnych powstałych w ciągu dwóch ostatnich
dziesięcioleci dowodzi, iż mimo coraz bardziej restrykcyjnych uwarunkowań środowiskowych
możliwe jest spokojne i trwałe współistnienie małych elektrowni wodnych z środowiskiem
przyrodniczym. W przypadku małych elektrowni wodnych o wiele łatwiej zaspokoić wymagania
środowiskowe niż w przypadku elektrowni dużych, gdzie rozwiązania techniczne są mniej elastyczne.
Chociaż rozwój i eksploatacja małych elektrowni wodnych z założenia nie mogą być wolne od
problemów środowiskowych, szeroki zakres skutecznych środków łagodzących ich oddziaływanie
środowiskowe daje odpowiedzialnym, doświadczonym i otwartym na nowe rozwiązania projektantom
duże możliwości. Małe elektrownie wodne i ochrona środowiska nie pozostają ze sobą sprzeczności,
lecz stanowią pasjonujące wyzwanie na drodze do zrównoważonego rozwoju.
Bibliografia
1. Energy for the future: renewable sources of energy. White Paper for a Community Strategy and
Action Plan, COM(97)599 final (26/11/1997)
2. Dyrektywa 2001/77/WE o promocji energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych na
wewnętrznym rynku elektryczności, Dziennik Urzędowy UE, L 283, 27.10.2001
3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca
dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Dziennik Urzędowy UE, L 140/16, 5.6.2009
245
ESHA 2010
4. Polityka energetyczna Polski do 2030r., Ministerstwo Gospodarki,
Warszawa, 10 listopada 2009
5. “State of the Art of Small Hydropower in EU-25”, ESHA/LHA, 2006
6. C. Söderberg, T. Söderlund, A. Wänn, P. Punys, „Strategic study for development of small
hydropower in the European Union”, ESHA/LHA/SERO, 2008
7. Dyrektywa 2000/60/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2000 r.
ustanawiająca ramy wspólnotowego działania w dziedzinie polityki wodnej. Dziennik
Urzędowy UE, L 327/1, 22.12.2000
8. European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN
9. S. Palmer, "Small scale hydro power developments in Sweden and its environmental
consequences". HIDROENERGIA’95 Proceedings, Milano
10. F. Monaco, N. Frosio, A. Bramati, "Design and realisation aspects concerning the recovery of
an energy head inside a middle European town", HIDROENERGIA’93, Munich
11. J. Gunther, H.P. Hagg, "Vollständig Überflutetes Wasserkraftwerk Karlstor/Heidelberg am
Neckar", HIDROENERGIA 93, Munich
12. Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 17 sierpnia 2006 r. w sprawie zakresu instrukcji
gospodarowania wodą, Dz.U. z 2006 r., Nr 150, poz. 1087
13. H.Kostrzewa,”Przepływy nienaruszalne w profilach kontrolnych rzek Polski”
Instytut Gospodarki Wodnej, Warszawa 1972
14. .Kostrzewa, „Zasady określania przepływu nienaruszalnego, Instytut Gospodarki Wodnej w
Warszawie w 1972 roku [14].
15. European Commission
- "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN.
16. Santos Coelho & Betamio de Almeida, "A computer assisted technique for the hydraulic design
of fish ladders in S.H.P." HIDROENERGIA’95, Munich
17. J Osborne, New Concepts in Fish Ladder Design (Four Volumes), Bonneville Power
Administration, Project 82-14, Portland, Oregon, 1985
18. Department of Energy, Washington, USA, "Development of a More Fish-Tolerant Turbine
Runner" (D.O.E./ID.10571)
19. Dulas Ltd. Machynllyth, Powys, Wales SY20 8SX, e-mail: [email protected], "Static screening
systems for small hydro", HIDROENERGIA’97 Conference Proceedings, page 190
20. James J. Strong, “Innovative static self-cleaning intake screen protects both aquatic life and
turbine equipment” HYDRO’88 Conference papers
21. D.R. Lambert, A. Turpenny, J.R. Nedwell, "The use of acoustic fish deflection systems at hydro
stations", Hydropower & Dams Issue One 1997
22. J. Giesecke., E. Mosonyi, „Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb“, Springer Verlag,
23. E. Helland-Hansen, T. Holtedahl, O. A. Lye, "Environmental effects", Hydropower
Development Book Series, Vol.3, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 2005
24. K. O. Hillestad, “Landscape design in hydropower planning”, Hydropower Development Book
Series, Vol.4, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 1992
25. USBR, "Design of Small Dams",
A Water Resources Technical Publication, Washington DC, 1987
246
ESHA 2010
26. USBR, "Fish Protection at Water Diversions. A Guide for Planning and Designing Fish
Exclusion Facilities", A Water Resources Technical Publication, Denver, Colorado, 2006
Literatura w języku polskim
27. M. Hoffmann (red.), „Małe elektrownie wodne. Poradnik”, Nabba Sp. z o.o., Warszawa 1991
28. K. Witkowski, A. Filipkowski, M.J. Gromiec,
"Obliczanie przepływu nienaruszalnego. Poradnik", IMGW, Warszawa, 2008
29. B. Lubieniecki, „Przepławki i drożność rzek”,
Wydawnictwo Instytutu Rybactwa Śródlądowego, Olsztyn 2009
1
Bernhard Pelikan (ÖVFK), Luigi Papetti (Studio Frosio) i Celso Penche (ESHA)
247
8.
ANALIZA EKONOMICZNA
ESHA 2010
1
8.1. Wstęp
Projekt inwestycyjny małej elektrowni wodnej pociąga za sobą określoną ilość wydatków,
ponoszonych w czasie trwania procesu inwestowania i eksploatacji obiektu, oraz generuje w tym
samym czasie określone przychody. Wydatki zawierają część stałą – koszt kapitału, ubezpieczenie,
podatki inne od podatków dochodowych, itd. – oraz część zmienną – wydatki operacyjne oraz
eksploatacyjne.
Pod koniec ww. okresu, zazwyczaj ograniczonego pozwoleniami administracyjnymi lub stanem
technicznym majątku, wartość rezydualna jest zwykle dodatnia, chociaż niektóre z wydawanych
administracyjnie pozwoleń nakazują zwrot mienia Skarbowi Państwa po upływie terminu ich
ważności.
W ramach analizy ekonomicznej dokonuje się porównania różnych możliwych rozwiązań, co
umożliwia wybór korzystniejszego z nich lub podjęcie decyzji o zarzuceniu projektu.
Z ekonomicznego punktu widzenia, elektrownia wodna różni się od konwencjonalnej elektrowni
cieplnej wysokimi początkowymi nakładami inwestycyjnymi w przeliczeniu na 1 kW
instalowanej mocy oraz bardzo niskimi kosztami operacyjnymi (brak konieczności zakupu
paliwa).
Analiza ekonomiczna może uwzględniać efekt inflacji lub go pomijać. Zasadniczą zaletą przyjęcia
założenia o stałej wartości pieniądza, czyli pominięcia wpływu inflacji, jest uniknięcie elementu
ryzyka związanego z jej prognozowaniem. W takich warunkach analiza jest łatwiejsza, gdyż wycena
odnosi się do przyjętego poziomu porównawczego, w którym pieniądz w okresie objętym analizą
będzie miał siłę nabywczą zbliżoną do obecnej.
Jeżeli istnieją powody, aby sądzić, że pewne elementy rachunku ekonomicznego będą zmieniać się
niezależnie od inflacji, analiza musi uwzględniać prognozę stopy inflacji jako dodatkową zmienną. Na
przykład, przy założeniu wzrostu taryf energii elektrycznej o 2 % niższego od stopy inflacji, ceny
energii elektrycznej w warunkach stałej siły nabywczej pieniądza powinny spadać o 2 % każdego
roku.
8.2. Podstawowe rozważania
Pierwszy krok oceny ekonomicznej stanowi szacunek kosztów inwestycji. Dla celów wstępnych
szacunki mogą być oparte na obliczeniach kosztów podobnych projektów wykonanych przez DAE
(Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energia, Hiszpania) zawartych w publikacji
“Minicentrales Hidroelectricas”[3], która analizuje koszt poszczególnych składowych projektu - jazu,
ujęcia wody, kanału, rurociągu derywacyjnego zasilającego turbinę, siłowni, turbin i generatorów,
transformatorów oraz linii przesyłowych. J.Fonkell opracował także odpowiednie wykresy, lecz
jedynie dla elektrowni o niskim spadzie [4]. Organizacja Departamento Naçional de Aguas e Energia
Electrica (DNAEE) opracowała program komputerowy FLASH przeznaczony do badania
wykonalności projektów małych elektrowni wodnych [5].
Istnieje także wiele pakietów komputerowych służących do wspomagania analizy przedsięwzięcia.
Programy takie, jak HydrA [6] lub Hydrosoft [7], dostępne są w Internecie, często w wersji gotowej do
instalacji na komputerze osobistym. Niektóre z nich ograniczają się do poszczególnych regionów lub
państw, inne zaś są bardziej ogólne. Program RETScreen Pre-feasibility Analysis Software [8] jest
ogólnym, udostępnianym darmowo pakietem z instrukcją dla użytkownika online. Umożliwia on
użytkownikowi przygotowanie wstępnej szacunkowej kalkulacji rocznej produkcji energii, kosztów
oraz perspektyw finansowych projektu. Z kolei francuskie biuro studiów ISL opracowało wspólnie z
ADEME narzędzie informatyczne do oceny kosztów i rentowności projektów w postaci programu
PEACH [9].
248
ESHA 2010
Chociaż rozpoznanie potencjału technicznego wybranej lokalizacji ma największe znaczenie, kluczem
do sukcesu jest przeprowadzenie analizy ekonomicznej przedsięwzięcia, która powinna dokładnie
wskazać niezbędne nakłady inwestycyjne. Zasadnicze znaczenie dla wyników tej analizy mają takie
wskaźniki, jak nakład jednostkowy na 1 kWh produkcji rocznej i jednostkowy koszt 1 kW mocy
zainstalowanej charakteryzujący dane przedsięwzięcie.
H. Pauwels z Dyrektoriatu Transportu i Energii Komisji Europejskiej (wcześniej DG XVII), w swoim
wystąpieniu na temat programu THERMIE podczas konferencji HIDROENERGIA'97, zestawił dane z
elektrowni wodnych biorących udział w programie w postaci zależności pomiędzy jednostkowymi
nakładami inwestycyjnymi w przeliczeniu na 1 kW mocy zainstalowanej, a mocą i spadem. Zgodnie z
przewidywaniami, na przedstawionym wykresie (rysunek 8.1) widać wyraźnie dwie prawidłowości:
jednostkowy nakład inwestycyjny wzrasta wraz ze zmniejszaniem się spadu elektrowni oraz jej mocy.
Podsumowując, względny nakład inwestycyjny jest najwyższy w przypadku elektrowni małych
(poniżej 250 kW) o niskim spadzie (poniżej 15 m).
Rysunek 8-1 Jednostkowy koszt 1 kW mocy zainstalowanej
Na konferencji HIDROENERGIA'97 zaprezentowano także wygenerowany w programie Hydrosoft
zbiór krzywych, przedstawiający zależności pomiędzy kosztem inwestycji mierzonym w €/kW a
zainstalowaną mocą elektrowni (pomiędzy 100 kW a 10 MW) dla elektrowni o niskim spadzie (2, 3, 4
oraz 5 m).
Bardziej aktualne dane opracowane przez ESTIR [10] (grudzień 2002) przedstawiają nakłady
inwestycyjne charakterystyczne dla małych elektrowni w odniesieniu do ich mocy (niezależnie od
wysokości spadu). Duże zróżnicowanie jednostkowych kosztów inwestycji ukazuje rysunek 8.3.
Powyższe dane sugerują, że w przypadku elektrowni wodnych o niskiej mocy jednostkowy nakład
inwestycyjny w skrajnych przypadkach może wynieść nawet 6 000 €/kW.
Szacunek kosztów jest niezbędny dla analizy ekonomicznej, jednak należy także sporządzić projekt
wstępny obejmujący główne elementy elektrowni. Taki projekt może stanowić podstawę do
przygotowania zapytań o oferty budżetowe na poszczególne elementy i materiały niezbędne do
realizacji przedsięwzięcia. Oferty stanowiące odpowiedzi na takie zapytania nie powinno się jeszcze
traktować jako ostateczne do czasu ustalenia szczegółowej specyfikacji i terminów dostaw. To zaś
zwykle ma miejsce później, podczas właściwego procesu projektowania oraz zakupów
inwestycyjnych.
249
ESHA 2010
Rysunek 8-2 Koszty inwestycyjne 1 kW mocy zainstalowanej przy określonym spadzie
Rysunek 8-3 Przeciętne jednostkowe nakłady inwestycyjne
charakterystyczne dla małych elektrowni wodnych (według ESTIR)
Należy pamiętać, że w przypadku elektrowni przyłączonej do sieci trzeba uwzględnić także koszty
przyłączenia, ponieważ zgodnie z różnymi przepisami krajowymi linia energetyczna, mimo że często
staje się własnością operatora sieci, budowana jest na koszt inwestora elektrowni. Dlatego też
przedsięwzięcie realizowane w pobliżu węzła przyłączeniowego sieci energoelektrycznej będzie
zawsze tańsze, niż w miejscu od niego oddalonym. Dotyczy to również linii telefonicznych w
przypadku gdy tego typu linia jest używana do transmisji sygnałów telemetrycznych i alarmowych w
elektrowniach bezobsługowych. W takich przypadkach często tańsze mogłoby być użycie samej linii
elektroenergetycznej, do utworzenia łączności radiowej. Obecnie najczęściej do tego typu zadań
wykorzystuje się sieć cyfrowej telefonii komórkowej, o ile zapewnia ona dostateczny zasięg.
250
ESHA 2010
8.3. Wartość pieniądza w czasie
„Wartość pieniądza w czasie” jest koncepcją, która zakłada, że 1 euro otrzymanemu dziś odpowiada
większa siła nabywcza niż 1 euro otrzymanemu po pewnym czasie w przyszłości. Można to tłumaczyć
choćby możliwością jego zainwestowania i pobierania z tej inwestycji zysków w postaci odsetek.
Analizy wartości pieniądza w czasie dotyczą w ogólności związków pomiędzy określoną ilością
pieniędzy, określonym okresem czasu oraz określoną stopą odsetek.
Projekt inwestycyjny zakłada przychody oraz wydatki ponoszone w różnych okresach czasu. W każdej
analizie ekonomicznej dotyczącej wartości ekonomicznej występują zawsze dwie zmienne – pieniądze
oraz czas. Określona ilość pieniędzy wydanych lub otrzymanych w konkretnej chwili ma inną wartość,
niż taka sama kwota wydana lub otrzymana w innej chwili analizowanego okresu. Wiąże się to z
możliwością zainwestowania danej kwoty pieniędzy i czerpania zysków w wysokości zależnej od
czasu trwania tejże inwestycji (przy danej stopie zwrotu takiej inwestycji, im dłuższy jest czas jej
trwania, tym większe zyski). Termin „wartość bieżąca” określa obecną wartość przyszłych
przepływów pieniężnych oszacowaną z uwzględnieniem danej stopy procentowej. Wartość bieżącą
pieniądza (PV), czyli jego wartość na chwilę rozpoczęcia inwestycji (w roku „0”) wyznacza się
poprzez dyskontowanie przyszłej wartości pieniądza (FV) w n-tym roku inwestycji z uwzględnieniem
danej stopy procentowej “r” (zwanej także stopą dyskontową). Dokonuje się tego korzystając ze
wzoru:
FVn
1
(8.1)
PV0 

FV
n
1  r  1  r n n
Wyrażenie 1/(1+r)n określane jest także mianem “współczynnika wartości bieżącej” (PVF). Tabela
8.1 podaje wartość tego mnożnika dla różnych wartości stopy procentowej i okresów czasu. Stąd też,
przy stopie dyskontowej r, koszt Cn (lub korzyść Bn), wydatkowany lub otrzymany w roku n, można
zdyskontować dla roku „0” poprzez równanie:
 1 
C0  
C
n  n
 1  r  
(8.2)
Ułamek w kwadratowym nawiasie jest wspomnianym wyżej współczynnikiem wartości bieżącej. Aby
umożliwić porównanie wartości pieniędzy otrzymanych lub wydatkowanych w różnym czasie, można
skorzystać z powyższego wzoru, lub przemnożyć odpowiednią wartość PVF (podaną w lewostronnej
kolumnie tabeli 8.1) przez daną wartość pieniądza. Na przykład, jeśli określona inwestycja może
przynieść zyski na poziomie 8 % rocznie, to kwota € 1500 planowana, jako wpływ w 5-tym roku
inwestycji byłaby równoważna kwocie w roku „0” wynoszącej:
1
1  0,085
 1500  1020,9
[€]
Przepływy pieniężne występujące w różnym czasie mogą zostać sprowadzone do wspólnego poziomu
porównawczego metodą dyskontową, przy wykorzystaniu wzorów dostępnych w elektronicznych
arkuszach kalkulacyjnych lub za pomocą tabeli 8.1. Współczynniki dyskontujące zawarte w tabeli 8.1
zostały wyliczone ze wzorów dyskontujących dla różnych okresów czasu oraz kosztów
alternatywnych (wyrażonych jako stopa dyskontowa r). Okresy czasu mogą być wyrażone w latach,
kwartałach, miesiącach, itd. a okresowa stopa dyskontowa będzie odpowiadać danemu okresowi czasu
(przy danej rocznej stopie dyskontowej r, r/4 będzie stopą dyskontową właściwą dla kwartału, a r/12 –
dla miesiąca).
Dzięki koncepcji bieżącej wartości przyszłych płatności, inwestorzy mogą obliczyć m.in. wartość
bieżącą przyszłych cen sprzedaży małych elektrowni wodnych. Wzory te pomagają zrozumieć, że
obecna inwestycja musi zostać sprzedana za dużo wyższą cenę w przyszłości, jeżeli inwestycja ta ma
być interesująca z ekonomicznego punktu widzenia. Choć PVF może zostać wykorzystane do
rozwiązania każdego problemu związanego z wartością bieżącą,, to aby przyspieszyć obliczenia,
warto zdefiniować kolejne określenie - wartość bieżącą renty.
251
ESHA 2010
Tabela 8-1 Współczynnik wartości bieżącej (PVF) dla różnych okresów n
i kosztów alternatywnych r
Płatność pojedyncza
r
n
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Płatność rozłożona równomiernie w czasie
6%
8%
10%
12%
6%
8%
10%
12%
0,9434
0,8900
0,8396
0,7921
0,7473
0,7050
0,6651
0,6274
0,5919
0,5584
0,5268
0,4970
0,4688
0,4423
0,4173
0,3936
0,3714
0,3503
0,3305
0,3118
0,2942
0,2775
0,2618
0,2470
0,2330
0,2198
0,2074
0,1956
0,1846
0,1741
0,1643
0,1550
0,1462
0,1379
0,1301
0,1227
0,1158
0,1092
0,1031
0,0972
0,9259
0,8573
0,7938
0,7350
0,6806
0,6302
0,5835
0,5403
0,5002
0,4632
0,4289
0,3971
0,3677
0,3405
0,3152
0,2919
0,2703
0,2502
0,2317
0,2145
0,1987
0,1839
0,1703
0,1577
0,1460
0,1352
0,1252
0,1159
0,1073
0,0994
0,0920
0,0852
0,0789
0,0730
0,0676
0,0626
0,0580
0,0537
0,0497
0,0460
0,9091
0,8264
0,7513
0,6830
0,6209
0,5645
0,5132
0,4665
0,4241
0,3855
0,3505
0,3186
0,2897
0,2633
0,2394
0,2176
0,1978
0,1799
0,1635
0,1486
0,1351
0,1228
0,1117
0,1015
0,0923
0,0839
0,0763
0,0693
0,0630
0,0573
0,0521
0,0474
0,0431
0,0391
0,0356
0,0323
0,0294
0,0267
0,0243
0,0221
0,8929
0,7972
0,7118
0,6355
0,5674
0,5066
0,4523
0,4039
0,3606
0,3220
0,2875
0,2567
0,2292
0,2046
0,1827
0,1631
0,1456
0,1300
0,1161
0,1037
0,0926
0,0826
0,0738
0,0659
0,0588
0,0525
0,0469
0,0419
0,0374
0,0334
0,0298
0,0266
0,0238
0,0212
0,0189
0,0169
0,0151
0,0135
0,0120
0,0107
0,9434
1,8334
2,6730
3,4651
4,2124
4,9173
5,5824
6,2098
6,8017
7,3601
7,8869
8,3838
8,8527
9,2950
9,7122
10,1059
10,4773
10,8276
11,1581
11,4699
11,7641
12,0416
12,3034
12,5504
12,7834
13,0032
13,2105
13,4062
13,5907
13,7648
13,9291
14,0840
14,2302
14,3681
14,4982
14,6210
14,7368
14,8460
14,9491
15,0463
0,9259
1,7833
2,5771
3,3121
3,9927
4,6229
5,2064
5,7466
6,2469
6,7101
7,1390
7,5361
7,9038
8,2442
8,5595
8,8514
9,1216
9,3719
9,6036
9,8181
10,0168
10,2007
10,3711
10,5288
10,6748
10,8100
10,9352
11,0511
11,1584
11,2578
11,3498
11,4350
11,5139
11,5869
11,6546
11,7172
11,7752
11,8289
11,8786
11,9246
0,9091
1,7355
2,4869
3,1699
3,7908
4,3553
4,8684
5,3349
5,7590
6,1446
6,4951
6,8137
7,1034
7,3667
7,6061
7,8237
8,0216
8,2014
8,3649
8,5136
8,6487
8,7715
8,8832
8,9847
9,0770
9,1609
9,2372
9,3066
9,3696
9,4269
9,4790
9,5264
9,5694
9,6086
9,6442
9,6765
9,7059
9,7327
9,7570
9,7791
0,8929
1,6901
2,4018
3,0373
3,6048
4,1114
4,5638
4,9676
5,3282
5,6502
5,9377
6,1944
6,4235
6,6282
6,8109
6,9740
7,1196
7,2497
7,3658
7,4694
7,5620
7,6446
7,7184
7,7843
7,8431
7,8957
7,9426
7,9844
8,0218
8,0552
8,0850
8,1116
8,1354
8,1566
8,1755
8,1924
8,2075
8,2210
8,2330
8,2438
252
ESHA 2010
Renta jest ciągiem równych płatności w określonym okresie czasu. Wartość bieżąca renty przez n lat,
przy rocznych płatnościach na poziomie C (począwszy od końca pierwszego roku), będzie wynikiem
mnożenia C przez współczynnik an, równy sumie współczynników wartości bieżącej v:
an = v1 + v2 + v3 + ... + vn .
Można wykazać, że:
an 
1  vn 1  r n  1 1  1  r  n
.


n
r
r
r 1  r 
(8.3)
Renta jest płatnością powtarzającą się regularnie w przedziale czasu o długości “n”. Przyjmując “C”
jako roczne płatności oraz “PVA” jako wartość bieżącą renty, można wyrazić wartość bieżącą jako
sumę przyszłych płatności zdyskontowaną współczynnikiem “r”:
n
PVAn  C 
t 1
1
1
1  r t
C
1
1  r n
r
C
1  1  r 
r
n
 C  an
(8.4)
Na przykład: wartość bieżąca serii płatności w wysokości € 200 przez 3 lata w wartościach na
początek pierwszego roku zostanie obliczona przy użyciu równania 8.4 oraz współczynnika PVF z
prawej kolumny Tabeli 8.1. Przyjmując stopę dyskontową r na poziomie 8%, otrzymujemy:
3
PVA3  200
t 1
1
1
1
1  0,083
1  0,083
 200
0,08
 200
1  1  0,08
0,08
3
 200  2,5771  551,42 [€]
Koncepcja wartości bieżącej renty pozwala na oszacowanie, jak wysokie dochody ze sprzedaży
musiałaby osiągać mała elektrownia wodna, aby przedsięwzięcie było opłacalne dla inwestora. Przy
cenach sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 4 €ct/kWh i rocznej produkcji na poziomie
100.000 kWh, roczne dochody (renta) wynosi 4000 €. Jaka byłaby bieżąca wartość tego strumienia
dochodów dla okresu 10 lat przy wymaganej stopie zwrotu dla inwestora na poziomie 8%?
Korzystając z równania 8.4 i wartości z Tabeli 8.1 otrzymuje się:
1
PVA10  4000
1
1  0,0810
0,08
 4000 6,7101  26840,4 [€]
8.4. Metody oceny ekonomicznej
Okres zwrotu jest najprostszą metodą od strony obliczeniowej, jednak większość księgowych
preferuje analizę bieżącej wartości netto NPV oraz wewnętrznej stopy zwrotu (IRR). Metody te biorą
pod uwagę większość czynników mających wpływ na efektywność inwestycji. Obie metody
uwzględniają wartość pieniądza w czasie.
Najprostszą metodą porównywania różnych projektów inwestycyjnych jest zestawienie stosunku
ogółu kosztów inwestycji do zainstalowanej mocy lub do rocznej produkcji energii. Kryterium to nie
przesądza o dochodowości przedsięwzięcia, gdyż przychody nie są brane pod uwagę. Stanowią one
podstawowe kryterium oceny.
253
8.4.1.
ESHA 2010
Metody statyczne
8.4.1.1. Metoda okresu zwrotu
Metoda okresu zwrotu określa ilość lat potrzebnych do zwrotu zainwestowanego kapitału poprzez
spodziewane korzyści. Ilość potrzebnych lat zwana jest okresem zwrotu (z ang. payback, recovery, lub
break-even period). Obliczenia wyglądają następująco:
Okres zwrotu =
Koszt inwestycji
Roczne dochody netto
Miara ta zwykle nie uwzględnia kosztu alternatywnego kapitału. Kosztem alternatywnym kapitału
nazywamy odsetki, które można by otrzymać użytkując posiadane zasoby w inny sposób niż
analizowana inwestycja. Koszty inwestycji zwykle są zdefiniowane jako koszty początkowe (prace
budowlane, koszt wyposażenia elektrycznego i hydromechanicznego), korzyści zaś jako rezultaty
inwestycji – roczne dochody netto spodziewane ze sprzedaży wyprodukowanej energii po odjęciu
kosztów operacyjnych oraz utrzymania, przy założeniu stałej wartości pieniądza. Często uważa się, że
okres zwrotu nie powinien przekraczać 7 lat, jeśli projekt inwestycyjny małej inwestycji wodnej ma
być uważany za opłacalny. Nie jest to jednak kryterium powszechnie przyjęte.
Metoda okresu zwrotu nie pozwala jednak na wybór pomiędzy zastosowaniem określonych rozwiązań
technicznych dla tego samego przedsięwzięcia, nie umożliwia także porównania różnych projektów,
które mogłyby zostać zrealizowane przez jednego inwestora. Właściwie metoda nie ujmuje
przepływów pieniężnych realizowanych poza okresem, w którym dokona się zwrot inwestycji, nie
może więc mierzyć efektywności inwestycji w całym cyklu życia projektu.
Podczas analizy metodą okresu zwrotu, projekty lub zakupy o krótszych okresach zwrotu uważane są
za korzystniejsze od tych z dłuższymi okresami zwrotu. Teoria zakłada, że projekty z krótszymi
okresami zwrotu są bardziej płynne, stąd też reprezentują mniejsze ryzyko.
Inwestor stosujący tę metodę, akceptuje projekt prowadzący do zwrotu nakładów inwestycyjnych i jeśli jest wybór – taki, który zwróci się najszybciej. Metoda ta jest prosta w użyciu, ale ma
zastosowanie jedynie wtedy, gdy ważna dla inwestora jest kwestia płynności, nie uwzględnia
natomiast wyraźnie zagadnienia wartości pieniądza w czasie.
8.4.1.2. Metoda zwrotu z inwestycji
Metoda zwrotu z inwestycji (ROI - Return On Investment) polega na obliczeniu średnich rocznych
korzyści – pomniejszonych o roczne koszty (takie jak deprecjacja) – jako procent wyjściowej wartości
księgowej inwestycji. Obliczenia wyglądają następująco:
ROI =
Roczny dochód netto – deprecjacja
koszty inwestycji
 100
Na użytek tego wzoru, obliczenia wartości deprecjacji (spadku wartości) są bardzo proste, przy użyciu
metody liniowej:
koszt – wartość pozostała
Deprecjacja =
czas pracy obiektu
Użycie metody ROI pozwala szybko oszacować dochody netto generowane przez projekt
inwestycyjny oraz może służyć jako podstawa do porównywania kilku różnych projektów. Analiza
przy zastosowaniu tej metody uwzględnia zwrot kapitału przez cały cykl życia projektu (w
przeciwieństwie do metody okresu zwrotu, która uwzględnia tylko okres potrzebny do zwrotu
zainwestowanych środków). Z drugiej strony jednak, obliczenia ROI opierają się na danych
związanych z dochodem, nie z przepływami gotówki, oraz całkowicie ignoruje kwestię wartości
pieniądza w czasie. Aby obejść ten problem, używa się metod bieżącej wartości netto oraz
wewnętrznej stopy zwrotu.
254
8.4.2.
ESHA 2010
Metody dynamiczne
Dynamiczne metody analizy finansowej biorą pod uwagę ogół kosztów oraz korzyści w całym
cyklu życia projektu inwestycyjnego oraz określony czas realizacji przepływów pieniężnych.
8.4.2.1. Metoda bieżącej wartości netto (NPV)
NPV (Net Present Value) jest metodą porównywania propozycji inwestycyjnych. Wartość bieżąca
netto jest równa bieżącej wartości przyszłych zwrotów z inwestycji, zdyskontowanej
współczynnikiem kosztu krańcowego kapitału oraz po odjęciu bieżącej wartości kosztów
inwestycji. Różnica pomiędzy dochodami a wydatkami (obydwie wartości zdyskontowane stopą
procentową stałą dla całego okresu analizy) tworzy wartość bieżącą netto (NPV) inwestycji.
Można ją wyliczyć poprzez następujące operacje:
1. Wyliczenie spodziewanych wolnych przepływów pieniężnych (najczęściej w skali rocznej)
jako wyników inwestycji;
2. Odjęcie kosztu kapitału zdyskontowanego stopą procentową uwzględniającą czas i ryzyko, aby
uzyskać wartość bieżącą;
3. Odjęcie początkowych kosztów inwestycji – obliczenie bieżącej wartości netto (NPV).
Wartość bieżąca netto jest więc wielkością, która wyraża wartość wyników inwestycji w cenach
bieżących. Jest to możliwe dzięki uwzględnieniu wszystkich przepływów pieniężnych w całym
cyklu życia projektu w bieżących cenach. Realizację projektu można brać pod uwagę przy
dodatniej wartości NPV.
Wzór do obliczenia NPV, przy założeniu przepływów pieniężnych (dochodów) występujących w
równych odstępach czasowych oraz wystąpieniu pierwszych przepływów pieniężnych pod koniec
pierwszego okresu analizy, kolejnych zaś przepływów – w kolejnych okresach, wygląda
następująco:
n
NPV  
i 1
Ri  I i  Oi  M i 
1  r i
 Vr
(8.5)
gdzie: Ii = inwestycje w okresie i
Ri = przychody w okresie i
Oi = koszty operacyjne w okresie i
Mi = koszty utrzymania w okresie i
Vr = wartość rezydualna inwestycji pod koniec cyklu życia inwestycji, gdy cykl życia
wyposażenia jest dłuższy od zakładanej długości życia projektu
r = okresowa stopa dyskontowa, gdy okresem jest kwartał przyjmuje się ¼ stopy rocznej
n = liczba okresów (lat, kwartałów, miesięcy, itd.) w cyklu życia inwestycji
Obliczeń zwykle dokonuje się na okres 30 lat, gdyż ze względu na zastosowane metody
dyskontowania przychodów i wydatków, w dalszych latach analizy stają się one mało istotne dla
analizy.
Metoda bieżącej wartości netto pozwala na porównanie różnych projektów według malejącej wartości
NPV. Projekty o ujemnej wartości NPV zostają odrzucone, gdyż oznacza to, że zdyskontowane
korzyści w cyklu życia projektu nie są wystarczająco wysokie, aby pokryć początkowe koszty
inwestycji. Spośród projektów o dodatniej wartości NPV za najlepsze będą uważane przedsięwzięcia o
najwyższej wartości NPV.
Wyniki obliczeń NPV wykazują wysoką wrażliwość na zmiany stopy dyskontowej, a nieprawidłowe
jej oszacowanie może znacząco wpłynąć, lub nawet zupełnie odmienić ranking efektywności
projektów. Jako że zmiana stopy dyskontowej może zmienić wynik analizy, powinno się jej używać
bardzo ostrożnie. Dla prywatnego inwestora stopa dyskontowa musi pozwolić na wybór pomiędzy
255
ESHA 2010
inwestycją w małą elektrownię wodną a oszczędzaniem pieniędzy przy wykorzystaniu bezpiecznych
inwestycji, tj. lokat bankowych, obligacji, bonów skarbowych. Stopa dyskontowa, zależnie od stopy
inflacji, zwykle zawiera się w przedziale między 5% a 12%.
Jeśli dochody nie zmieniają się w czasie (szereg jednostajny), ich zdyskontowaną wartość przedstawia
równanie (8.3).
Metoda ta nie rozróżnia projektów o wysokich nakładach inwestycyjnych, obiecujących określone
dochody od innych, które generują takie same dochody, lecz wymagają niższych wkładów
inwestycyjnych, jako że mogą one mieć taką samą wartość NPV. Stąd projekt wymagający nakładów
na poziomie €1 000 000 w cenach bieżących o spodziewanych zyskach €1 100 000 będzie się
charakteryzował taką samą wartością NPV, jak projekt o nakładach w wysokości €100 000 i zyskach
€200 000 (wartości bieżące). Wartość NPV w przypadku obu projektów będzie równa €100 000, lecz
pierwsze przedsięwzięcie wymaga dziesięciokrotnie wyższych nakładów niż drugie.
Użycie stałych stóp dyskontowych przy obliczaniu NPV wywołuje kontrowersje [11]. Najnowsze
teorie ekonomiczne postulują wykorzystanie malejących stóp dyskontowych dla projektów
długoterminowych – gdy cykl życia inwestycji przekracza 30 lat, w szczególności w przypadku
projektów infrastrukturalnych. Przykładami takich projektów mogą być: zapobieganie zmianom
klimatycznym, budowa elektrowni, czy też długoterminowe inwestycje infrastrukturalne, takie jak
budowa dróg oraz kolei. Dla przykładu, na ocenę kosztów łagodzenia zmian klimatycznych istotnie
wpływa fakt, że korzyści płynące z redukcji emisji mogą stać się odczuwalne w dalekiej przyszłości.
Przy zastosowaniu stałych stóp dyskontowych, korzyści te są dyskontowane do poziomu zbliżonego
do zera, co nie stanowi znacznego bodźca dla podejmowania działań, lecz malejąca stopa procentowa
przypisuje większe znaczenie przyszłym korzyściom.
Reasumując, właściwe użycie malejących stóp dyskontowych kładzie większy nacisk na koszty i
korzyści spodziewane w dalekiej przyszłości. Przedsięwzięcia inwestycyjne o strumieniu korzyści
narastającym wraz z dłuższym cyklem życia projektu wydają się bardziej atrakcyjne.
8.4.2.2. Wskaźnik korzyści/koszty
Metoda wskaźnika korzyści/koszty porównuje bieżącą wartość korzyści oraz kosztów inwestycyjnych
wynikających z inwestycji w elektrownię za pomocą wskaźnika Rb/c. Porównanie dotyczy strumienia
przychodów i strumienia wydatków. Projekty o współczynniku mniejszym od 1 są odrzucane. Wzór
matematyczny na wskaźnik Rb/c przedstawia się następująco:
n
Rb c 
Ri
 i 1  r 
i 0
i
I  M i  Oi
i i

1  r i
i 0
n
(8.6)
gdzie parametry są tożsame z wymienionymi w (8.5)
8.4.2.3. Metoda wewnętrznej stopy zwrotu
Analiza większych projektów inwestycyjnych z wykorzystaniem metody wewnętrznej stopy zwrotu
(IRR - Internal Return Rate) uwzględnia wartość pieniądza w czasie. Zasadniczo utożsamia ona stopę
procentową ze spodziewaną wartością zwrotu kapitału z inwestycji wyrażoną w euro. Gdy stopa
zwrotu jest już znana, można ją porównywać ze stopami zwrotu, jakie mogłyby zostać osiągnięte
poprzez wybór alternatywnych projektów lub inwestycji. Jeśli wewnętrzna stopa zwrotu jest niższa od
kosztu kapitału obcego potrzebnego do sfinansowania projektu, przedsięwzięcie jest nieopłacalne.
Jednak najczęściej, aby zaakceptować projekt inwestycyjny, inwestor wymaga wewnętrznej stopy
zwrotu IRR o kilka procent wyższej od kosztów kapitału jako rekompensatę za podjęte ryzyko, czas
oraz problemy związane z projektem.
W przypadku metody wewnętrznej stopy zwrotu, istotą porównania poszczególnych projektów jest
wybór projektu o najwyższej wartości IRR.
256
ESHA 2010
Stopę zwrotu wylicza się zazwyczaj metodą prób i błędów, obliczając przepływy pieniężne netto dla
różnych stóp dyskontowych tak długo, aż ich wartość zostanie zredukowana do zera. Arkusze
kalkulacyjne wyposażone są w szereg narzędzi, aby wyliczyć przybliżoną wewnętrzną stopę zwrotu.
Poniższe przykłady obrazują, jak zastosować opisane wyżej metody dla hipotetycznego projektu małej
elektrowni wodnej:
8.4.3.
Przykłady
8.4.3.1. Przykład A
Moc zainstalowana:
4 929
kW
Prognozowana roczna produkcja:
15 750 MWh
Przychód roczny po pierwszym roku:
€1 005 320
Zakłada się coroczny wzrost cen energii elektrycznej o 1% niższy od stopy inflacji.
Prognozowane koszty projektu w € wynoszą:
1
Studium wykonalności:
6 100
2
Opracowanie i zarządzanie projektem:
3
Prace budowlane:
2 884 500
4
Wyposażenie elektromechaniczne:
2 686 930
5
Instalacja:
686 930
6
Suma 1-5:
6 416 435
151 975
Nieprzewidziane wydatki (3%): 192 493
Całkowity koszt inwestycji: €6 608 928
Koszty inwestycyjne w przeliczeniu na 1 kW wynoszą:
6 608 928/4.929 = 1 341 €/kW
Koszty inwestycyjne w przeliczeniu na roczną produkcję: 420 €/MWh
Roczne koszty operacyjne oraz utrzymania, oszacowane na poziomie 4% całkowitej wartości
inwestycji wynoszą: €264 357
257
ESHA 2010
Tabela 8-2 Analiza przepływów pieniężnych
Nakłady
inwestycyjne
Koszty utrzymania
i eksploatacji
Stopa dyskontowa
r
Trwałość
n
6 608 928 €
64 357 €
8%
35 lat
Rok
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
Nakłady
Przychody
82 087
75 988
3 074 165
3 376 688
Utrzymanie
i eksploatacja
-
1 005 320
995 267
985 314
975 461
965 706
956 049
946 489
937 024
927 654
918 377
909 193
900 101
891 100
882 182
873 368
864 634
855 988
847 428
838 953
830 564
822 258
814 036
805 895
797 836
789 858
781 959
774 140
766 398
758 734
751 147
743 636
736 199
728 837
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
264 357
Przepływy
pieniężne
-82 087
-75 988
-3 074 165
-3 376 688
740 963
730 910
720 957
711 104
701 349
691 692
682 132
672 667
663 297
654 020
644 836
635 744
626 743
617 832
609 010
600 277
591 630
583 071
574 596
566 207
557 901
549 679
541 538
533 479
525 501
517 602
509 783
502 041
494 377
486 790
479 278
471 842
464 480
Przepływy
skumulowane
- 82 087
- 158 075
- 3 232 240
- 6 608 928
- 5 867 965
- 5 137 055
- 4 416 098
- 3 704 995
- 3 003 645
- 2 311 953
- 1 629 821
- 957 155
- 293 858
360 162
1 004 998
1 640 743
2 267 486
2 885 318
3 494 329
4 094 605
4 686 236
5 269 306
5 843 903
6 410 109
6 968 010
7 517 689
8 059 227
8 592 706
9 118 207
9 635 809
10 145 592
10 647 633
11 142 011
11 628 800
12 108 079
12 579 921
13 044 401
258
ESHA 2010
Analiza zakłada, że projekt będzie realizowany przez cztery lata. Pierwszy rok będzie poświęcony
analizie wykonalności oraz uzyskaniu pozwolenia od odpowiednich organów administracyjnych. Stąd
pod koniec pierwszego roku do zapłaty będzie całość kosztów studium wykonalności oraz połowa
kosztów opracowania i zarządzania projektem. Pozostała część wydatków w zakresie opracowania i
zarządzania projektem przypadnie na koniec drugiego roku. Koniec trzeciego roku niesie za sobą
wydatki w postaci 60% kosztów robót budowlanych oraz 50% wyposażenia elektromechanicznego.
Pozostałe koszty inwestycyjne zostaną poniesione pod koniec roku czwartego. Projekt zostanie
zrealizowany pod koniec czwartego roku i rozpocznie działalność począwszy od początku piątego
roku (rok zero). Odtąd wpływy ze sprzedaży energii elektrycznej oraz koszty operacyjne i utrzymania
zostaną zrealizowane pod koniec każdego roku. Ceny energii elektrycznej wzrastają corocznie o 1%
mniej od wzrostu stopy inflacji. Termin pozostawania w mocy pozwolenia na produkcję energii
wodnej został ustalony na poziomie 35 lat, począwszy od początku drugiego roku (rok –2). Stopa
dyskontowa wynosi 8% a wartość rezydualna zero. Tabela 8.2 przedstawia przepływy pieniężne na
przestrzeni cyklu życia projektu.
Wartość bieżąca netto (NPV)
Równanie (8.5) można zapisać następująco:
36
NPV  
i 4
Ri  Oi  M i 
1  r 
i
3

i 0
Ii
1  r i
Aby przeprowadzić obliczenia za pomoca powyższego równania należy wziąć pod uwagę fakt, że Ri
zmienia się każdego roku z powodu zmian cen energii elektrycznej. NPV wyliczone za pomocą
obliczeń ręcznych bądź przy użyciu elektronicznego arkusza kalkulacyjnego wynosi €444 803.
Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR)
IRR obliczana jest za pomocą iteracyjnego procesu kalkulacyjnego, przy użyciu różnych stóp
dyskontowych, aby znaleźć tę odpowiednią dla NPV = 0 lub używając specjalnej funkcji NPV w
elektronicznym arkuszu kalkulacyjnym.
NPV dla r = 8% NPV = €444 803
NPV dla r = 9% NPV = - €40 527
iteracji metodą kolejnych przybliżeń można obliczyć, że NPV = 0 występuje przy stopie dyskontowej
r = 8,91%, a więc IRR = 8,91%
Wskaźnik Korzyści - Koszty
Bieżąca wartość netto (NPV) przychodów w roku 35 wynosi €8 365 208, zaś bieżąca wartość netto
(NPV) kosztów €7 884 820. Z tego wynika, że:
Rb/c = 1,061
Różnicowanie szacunków może służyć badaniu wrażliwości poszczególnych parametrów. Tabela 8.3
oraz Tabela 8.4 przedstawiają odpowiednio wartość bieżącą netto (NPV) oraz wskaźnik korzyścikoszty (Rb/c) dla przykładu A dla różnych długości cykli życia projektów oraz stóp dyskontowych.
Tabela 8-3 NPV a długość cyklu życia projektu oraz stopa dyskontowa
rok/r
6%
8%
10 %
12 %
25
1 035 189
21 989
- 668 363
- 1 137 858
30
1 488 187
281 347
- 518 242
- 1 050 050
35
1 801 647
444 803
- 431 924
- 1 003 909
259
ESHA 2010
Tabela 8-4 Rb/c a długość cyklu życia projektu oraz stopa dyskontowa
rok/r
6%
8%
10 %
12 %
25
30
1,153
1,193
1,020
1,050
0,906
0,930
0,811
0,830
35
1,215
1,061
0,933
0,828
Wyniki finansowe są wysoce zależne od ceny za energię elektryczną. Tabela 8.5 przedstawia wartości
NPV, Rb/c oraz IRR dla różnych stawek – 35% oraz 25% niższych, jak również 15% oraz 25%
wyższych od założonych w przykładzie A.
Tabela 8-5 NPV, Rb/c oraz IRR dla różnych stawek cen energii elektrycznej
(na poziomie r = 8% i cyklu życia projektu 35 lat)
65 %
75 %
100 %
115 %
125 %
NPV
- 2 266 144
- 1 491 587
44 803
1 606 638
2 381 194
Rb/c
0,690
0,796
1,061
1,220
1,326
IRR
2,67 %
4,68 %
8,91 %
11,16 %
12,60 %
Przykład B
Przykład B przedstawia roczne przepływy pieniężne w przypadku, gdy inwestor korzysta z
zewnętrznego kapitału, przy następujących założeniach:
•
•
•
•
•
•
•
Stopa dyskontowa 8%
Czas realizacji projektu: 4 lata
Należności i wydatki naliczane pod koniec roku
Około 70% inwestycji finansowanych przez bank (okres wolny od spłat 2 lata)
Okres finansowania: 12 lat
Koszt kapitału obcego (stopa procentowa) 10%
Cykl życia projektu 30 lat
Wydatki są identyczne jak w przykładzie A. W ciągu dwóch pierwszych lat bank pobiera jedynie
odsetki od niespłaconego długu, patrz Tabela 8.6.
Należy wspomnieć, że przykład odnosi się do hipotetycznej elektrowni, chociaż wartości kosztów i
przychodów są dostosowane do warunków w Południowej Europie. Celem jest przedstawienie
praktycznego przykładu, na którym można by się wzorować i stosować go w odniesieniu do innych
projektów o innych kosztach oraz przychodach.
260
ESHA 2010
Tabela 8-6 Przykład B – roczne przepływy pieniężne dla inwestycji finansowanej zewnętrznie
Nakłady
inw. - €
Koszty
bieżące €
Stopa
dyskontowa
Cykl życia t
Kredyt
bankowy
Okres
kredytowania
Odsetki
kredytowe
NPV
Rb/c
IRR
6 608 928
264 357
8%
35 lat
4 515 599
12 lat
10 %
208 208
1,061
8,72 %
Rok
Inwestycje
Kredyt
bankowy
Wkład
inwestora
Spłata
kredytu
Zadłużenie
Odsetki
Przychody
Koszty
bieżące
Przepływy
pieniężne
Przepływy
skumulowane
-4
- 82 087
- 82 087
- 82 087
-3
- 75 988
- 75 988
- 158 075
-2
- 3 074 165
-1
- 3 376 688
-2 151 916
- 922 249
0
- 2 151 916
0
- 4 515 599 - 215 192
- 922 249
- 1 080 324
- 1 013 005
0
0
- 4 515 599 - 451 560
1 005 320
- 2 093 329
- 264 357
289 403
1
- 135 023
- 4 380 576 - 451 560
- 1 803 926
995 267
- 264 357
144 327
2
- 296 835
- 1 659 599
- 4 083 741 - 438 058
985 314
- 264 357
- 13 936
3
- 1 673 535
- 326 519
- 3 757 222 - 408 374
975 461
- 264 357
- 23 789
- 1 697 324
4
- 359 171
- 3 398 051 - 375 722
965 706
- 264 357
- 33 544
- 1 730 868
5
- 395 088
- 3 002 963 - 339 805
956 049
- 264 357
- 43 201
- 1 774 069
6
- 434 596
- 2 568 367 - 300 296
946 489
- 264 357
- 52 761
- 1 826 829
7
- 478 056
- 2 090 311 - 256 837
937 024
- 264 357
- 62 226
- 1 889 055
8
- 525 862
- 1 564 449 - 209 031
927 654
- 264 357
- 71 597
- 1 960 652
9
- 578 448
- 986 001 - 156 445
918 377
- 264 357
- 80 873
- 2 041 525
10
- 636 293
- 349 708
- 98 600
909 193
- 264 357
- 90 057
- 2 131 582
11
- 349 708
0
- 34 971
900 101
- 264 357
251 066
- 1 880 516
12
891 100
- 264 357
626 743
- 1 253 773
13
882 189
- 264 357
617 832
- 635 940
14
873 368
- 264 357
609 010
- 26 930
15
864 634
- 264 357
600 277
573 347
16
855 988
- 264 357
591 630
1 164 977
17
847 428
- 264 357
583 071
1 748 048
18
838 953
- 264 357
574 596
2 322 644
19
830 564
- 264 357
566 207
2 888 851
20
822 258
- 264 357
557 901
3 446 752
21
814 036
- 264 357
549 679
3 996 430
22
805 895
- 264 357
541 538
4 537 968
23
797 836
- 264 357
533 479
5 071 448
24
789 858
- 264 357
525 501
5 596 948
25
781 959
- 264 357
517 602
6 114 551
26
774 140
- 264 357
509 783
6 624 333
27
766 398
- 264 357
502 041
7 126 375
28
758 734
- 264 357
494 377
7 620 752
29
751 147
- 264 357
486 790
8 107 542
30
8 586 820
-2 363 683 - 2 363 683
743 636
- 264 357
479 278
31
736 199
- 264 357
471 842
9 058 662
32
728 837
- 264 357
464 480
9 523 142
8.4.3.3 Analiza finansowa istniejących elektrowni w Europie
Tabela 8.7 zawiera analizę wybranych małych elektrowni wodnych w Europie. Należy zaznaczyć, że
zarówno koszty inwestycyjne, jak i stawki odkupu energii ze źródeł odnawialnych odpowiadają
rzeczywistości z roku 1991 i nie muszą koniecznie odzwierciedlać obecnej sytuacji.
261
ESHA 2010
Tabela 8-7 Analiza finansowa wybranych europejskich małych elektrowni wodnych
Państwo
Przełyk znamionowy
Francja
m /s
0.6
104
15
0.3
Polska
57
m
400
5
3.5
47
3,7
117
Pelton
Kaplan
Kaplan
Francis
Francis
1900
5000
430
110
Kaplan
1 500
486 500
3 000 000
1148 000
8 209
4 000
4 012
903
6 000
6540
76.13
106
53.54
350 128
22 960
3
Spad brutto
Typ turbiny
Moc instalowana
kW
Nakłady inwestycyjne
€
Czas pracy
Produkcja roczna
Cena sprzedaży
h
MWh
€/MWh
1297 400
4 105
7800
53.65
Hiszpania
5578 928
3 150
Irlandia
541 400
8 400
15750
63.82
3612
23.23
Niemcy
Przychody
€/rok
418 443
1005 165
83 907
68 745
636 000
Ekspl. & Utrzymanie
€/rok
51 984
157 751
25 176
19 850
110 848
Ekspl. & Utrzymanie
%
4.01
2.83
4.65
4.08
€/rok
366 459
847 414
58 731
Dochody brutto
Portugalia
2
1630
2.00
48 895
3,69
525 153
327 168
Analiza ekonomiczna
Nakłady jednostkowe
€/kW
683
1 116
1 259
4 423
2 000
704
Nakłady jednostkowe
€/MWh
166
354
150
539
500
176
lata
3.54
6.58
9.22
9.95
6
3.51
Okres zwrotu
NPV
€
2 649 850
3 739 862
115 910
63 374
3 185 895
2 375 270
IRR
%
28.23
14.99
10.33
9.37
17,00
28.49
2.72
1.64
1.16
1.15
1,61
2.82
B/C
Wartości zostały wyliczone dla stopy dyskontowej 8 % i cyklu życia projektu wynoszącego 30 lat. W
tabeli można zaobserwować wskaźniki kosztów inwestycyjnych w przeliczeniu na 1 kW
zainstalowanej mocy lub rocznej produkcji wyrażonej w MWh, których wartości różnią się dla
poszczególnych elektrowni. Aktualne koszty robót budowlanych oraz wyposażenia
elektromechanicznego różnią się dla poszczególnych państw. Wymagania ochrony środowiska, które
mają wpływ na koszty inwestycji, także się różnią – nie tylko pomiędzy poszczególnymi państwami,
ale też regionami. Stawki odkupu energii elektrycznej w niektórych państwach mogą być nawet do
pięciu razy wyższe niż w innych.
8.5. Stawki i bodźce motywacyjne
Analizy ekonomiczne przedsięwzięcia inwestycyjnego wykonywane przez inwestora byłyby znacznie
prostsze, gdyby stawki opłat za energię elektryczną kształtowały się na stałym, ujednoliconym
poziomie. Trendy są jednak inne, a sytuacja na rynkach ciągle się zmienia, czego dobrym przykładem
są obecne dążenia do liberalizacji i otwierania rynków oraz promocji odnawialnych źródeł energii.
Stawki są uzgadniane na różne sposoby pomiędzy producentem a dostawcą. Duży wpływ na ich
kształtowanie wywiera polityka państwa. Strategie postępowania poszczególnych państw nie tylko
mogą się różnić miedzy sobą, ale także ulegać częstym weryfikacjom oraz zmianom, co utrudnia
zestawienie danych w sposób bardziej szczegółowy. Stawki wynegocjowane poprzez rodzaj umowy
zakupu energii zawartej z dostawcą mogą różnić się w zależności od państwa, którego polityka
wywiera wpływ na ich kształtowanie. Dlatego inwestor musi dobrze orientować się w zagadnieniach
polityki poszczególnych państw (dotyczącej elektrowni wodnych) i rozumieć jej implikacje. Podobnie,
musi on także sprawdzić, jakie dodatkowe możliwości oferuje dane państwo w zakresie promocji
nowych przedsięwzięć z zakresu energetyki odnawialnej. Rozdział 9 (Aneks) opisuje różne rodzaje
konstrukcji taryf oraz systemów wsparcia dostępnych w krajach Unii. Tabela 8.8 przedstawia bieżące
ceny w Unii Europejskiej, wynikające z różnych programów wsparcia.
262
ESHA 2010
Tabela 8-8a: Ceny energii elektrycznej wyprodukowanej w małych elektrowniach wodnych
w państwach Unii Europejskiej (UE-15)
Kraj członkowski
Austria
Cena sprzedaży (€centy/kWh)
Taryfikator obowiązujący w latach 2002-2009 z 13-letnią gwarancją
Stare elektrownie
za pierwszą GWh: 5,68
za produkcję w granicach
1 – 4 GWh: 4,36
4- 14 GWh: 3,63
14-24 GWh: 3,28
> 24 GWh: 3,15
Nowe elektrownie
Elektrownie po przebudowie z przyrostem rocznej produkcji energii elektrycznej> 15%
1 – 4 GWh: 4,58
4- 14 GWh: 3,81
14-24 GWh: 3,44
> 24 GWh: 3,31
Nowe elektrownie lub elektrownie przebudowane o wzroście produkcji rocznej> 50%
1 – 4 GWh: 5,01
4- 14 GWh: 4,17
14-24 GWh: 3,94
+ 24 GWh: 3,78
Taryfikator obowiązujący od 2009 roku:
2 (dotacja) + 2,2 (cena rynkowa)
Belgia
Walonia: 12,3 = 3,3 (cena rynkowa) + 9 (zielony certyfikat)
Flandria: 12,8 = 3,3 (cena rynkowa) + 9,5 (zielony certyfikat)
Dania
8,48
Finlandia
2,6 (cena rynkowa) + 0,42 (premia jeśli < 1 MW);
Dodatkowo: dotacja w wysokości 30% inwestycji
Grecja [2]
Elektrownie w krajowym systemie elektroenergetycznym: 7,.52
Elektrownie na wyspach, niepodłączone do sieci krajowej: 8,74
Holandia [2]
5÷6
Hiszpania
6,49 = 3,54 (cena wspólna) + 2,95 (premia)
Irlandia [2]
6,80
Luksemburg
3,1 (cena energii elektrycznej) + 2,5 (premia tylko dla elektrowni o mocy < 3 MW)
263
ESHA 2010
w państwach Unii Europejskiej (UE-15), ciąg dalszy
Kraj członkowski
Francja
Cena składa się z trzech składników: taryfy referencyjnej (T), premii dla małych
elektrowni wodnych (MP) i premii za jakość dostaw (MQ). Taryfy T i MP podano
poniżej za Decyzją Ministra Gospodarki, Finansów i Przemysłu oraz Ministra ds
Przemysłu z 2007 roku1. Między przedziałami mocy stosuje się interpolację liniową.
Ta sama decyzja określa sposób obliczania premii za jakość dostaw. Wysokość tej
premii nie przekracza 1,68.
Taryfa
Taryfa T
Premia MP
0<P≤
≤ 400 kW
600 kW < P ≤
≤ 2500 kW
P > 3000 kW
6,07
2,50
0,50
0
Taryfa
dwuskładnikowa
zima
lato
8,38
4,43
3,45
1,82
0,69
0,36
0
0
Taryfa
czteroskładnikowa
zima, wysokie obc.
zima, niskie obc.
lato, wysokie obc.
lato, niskie obc.
10,19
5,95
4,55
4,25
4,20
2,45
1,87
1,75
0,84
0,49
0,37
0,35
0
0
0
0
Taryfa
pięcioskładnikowa
zima, szczyt
zima, wysokie obc.
zima, niskie obc.
lato, wysokie obc.
lato, niskie obc.
17,72
8,92
5,95
4,55
4,25
7,30
3,67
2,45
1,87
1,75
1,46
0,73
0,49
0,37
0,35
0
0
0
0
0
Taryfa
jednoskładnikowa
Niemcy
7,67 (< 500 kW) ; 6,65 (500 kW - 5 MW)
Portugalia [12]
8,5
Szwecja
4,9 = 2,3 (certyfikat) + 2,6 (cena na wspólnym rynku nordyckim Nordpool)
Wielka Brytania
2 (średnia cena rynkowa energii elektrycznej)
+ 0,38 (zwolnienie z podatku Climate Change Levy)
4,2 (wartość ROC). Gdy 10 % energii elektrycznej dostarczanej przez dostawcę do
jego odbiorców pochodzi ze źródeł odnawialnych, otrzymuje on 4,2, lecz jeśli to mu
się nie uda, płaci 4,2 do skarbu państwa.
1
Arrêté du 1er mars 2007 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant
l’énergie hydraulique des lacs, cours d’eau et mers, telles que visées au 1 o de l’article 2 du décret no 20001196 du 6 décembre 2000, Journal Officiel de la République Française, 22 avril 2007, texte 7 sur 40
264
ESHA 2010
w państwach Unii Europejskiej (UE-15), ciąg dalszy
Kraj członkowski
Włochy [12]
Elektrownie o mocy poniżej 1 MW mają prawo do minimalnej taryfy gwarantowanej
(13,6 za pierwsze 250 MWh, 10,4 za następne 250 MWh, 8,4 za kolejne 500 MWh
oraz 7,8 za produkcję między 1000 a 2000 MWh). Elektrownie o mocy między 1 MW,
a 10 MW, sprzedają swoja energię po cenach ustalonych dla stref godzinowych.
Elektrownie o mocy powyżej 10 MW sprzedają energię po cenach rynkowych.
Wszystkie nowe i zmodernizowane elektrownie, zakwalifikowane do OZE-E, mają
prawo do zielonych certyfikatów w liczbie proporcjonalnej do ich produkcji energii (1
certyfikat za 1 MWh). Wsparcie to trwa od 12 do 15 lat, zależnie od przepisów
obowiązujących w okresie rozruchu (tzn. elektrownie uruchomione w roku 2008 i
później mają prawo do 15 lat wsparcia, zaś elektrownie które rozpoczęły produkcję w
roku 2006 - do 12 lat)
Elektrownie o mocy mniejszej od 1 MW mogą przez pierwsze 3 lata zrezygnować z
systemu certyfikatów na rzecz pełnych taryf dotowanych (cena energii elektrycznej +
wsparcie), których wysokość ustalono na 22.
Tabela 8-8b Ceny energii elektrycznej wyprodukowanej w małych elektrowniach wodnych
w państwach Unii Europejskiej (nowi członkowie) [2]
Kraj członkowski
Bułgaria
4,5
Czechy
Elektrownie uruchomione przed 1 stycznia 2006: 5 do15,2
Elektrownie uruchomione po 1 stycznia 2006:
cena zakupu = cena stała (6,96 do 10,4) + "zielona premia" (2,1 do 5,6)
Estonia
7,34
Litwa
5,79 (cena gwarantowana przez 10 lat)
Łotwa
dla MEW (<5 MW): 8,5 do 11,5
Polska
Właściciel otrzymuje wynagrodzenie równe sumie średniej ceny energii "czarnej"
w roku poprzednim oraz ceny rynkowej świadectwa pochodzenia (zielonego
certyfikatu), która jest ograniczona wysokością tzw. opłaty zastępczej. Obie wartości
są ogłaszane dorocznie przez Prezesa URE (Urząd Regulacji Energetyki)
W roku 2010 obowiązywała cena energii "czarnej" równa około 5.
Wysokość opłaty zastępczej wynosiła około 6,5.
Rumunia
Właściciel otrzymuje wynagrodzenie równe sumie ceny rynkowej energii "czarnej"
(około 3,93) oraz ceny rynkowej zielonego certyfikatu (2,4÷4,2).
Słowacja
MEW: 6,87; zmodernizowane MEW (<5 MW): 7,61
Słowenia
Cena podstawowa: między 6,16 (nowe elektrownie), a 5,54 (stare elektrownie)
Premia: między 2,82 (nowe elektrownie), a 2,54 (stare elektrownie)
Węgry
między 10 (elektrownie o mocy < 5 MW), aj 6 (pozostałe elektrownie)
265
ESHA 2010
Bibliografia
1.
K. Goldsmith, "Economic and financial analysis of hydropower projects", Hydropower
Development Book Series, Vol.6, Norwegian Institute Of Technology, Trondheim, 1993
2. J. Giesecke, E. Mosonyi, „Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb“, Springer Verlag,
3. IDAE: "Manual de Minicentrales Hidroeléctricas", Wydanie specjalne CINCO DIAD. 1997
4. J. Fonkenell, "Comment sélectioner une turbine pour basse chute",
Obrady HIDROENERGIA' 91, Agence Francaise pour pa Maitrise de l'Energie
5. DNAEE "Aproveitamentos hidreletricos de pequeno porte" Tom V "Avaliaçao de Custos e
Benificios de Pequenas Centrais Hidrelétricas", Model FLASH, Brazylia 1987
6. HydrA – zestaw komputerowych programów użytkowych do szybkich szacunków potencjału
energetyki wodnej w Wielkiej Brytanii i w Hiszpanii. W przeszłości program był dostępny
bezpłatnie na stronie internetowej Instytutu Hydrologii (Institute of Hydrology, UK, 2000,
http://www.nerc-wallingford.ac.uk/ih/)
7. P. Fraenkel et al., "Hydrosoft: A software tool for the evaluation of low-head hydropower
Resources". HIDROENERGIA'97 Conference Proceedings, page 380
8. Natural Resources, Canada: Canmet, Energy Diversification Research Lab The RETScreen
Analysis Software dostępne darmowo: www.retscreen.gc.ca. lub poprzez pocztę elektroniczną
CANMET Energy Diversification Research Lab., 1615 Lionel-Boulet PO Box 4800, Varennes
PQ, Canada J3X 1S6
9. P.Punys, A. Dumbrauskas, “Advances in hydrological analysis for planning and design of
SHP plants”, Hidroenergia’2010, SHAPES Workshop, Paper S.02, Lozanna (Szwajcaria), 1619 czerwca 2010
10. Hepburn C, (2002) "Long-Run Discounting", Utilities Journal 42
11. Scientific and Technological References Energy Technology Indicators
http://www.cordis.lu/eesd/src/indicators.htm
12. Punys P., Söderberg C., Söderlund T., Wänn A., "Strategic Study for the Development of
Small Hydro Power (SHP) in the European Union", ESHA/SERO/LHA, Brussels, 2007
1
Jamie O’Nians (IT Power), Gema San Bruno (ESHA), Maria Laguna (ESHA) , Celso Penche (ESHA) przy
udziale Kathariny Krell (EUREC Agency)
266
9.
ESHA 2010
PROCEDURY ADMINISTRACYJNE i
9.1. Wprowadzenie
Procedury administracyjne i plany zagospodarowania przestrzennego, których potencjalni inwestorzy
powinni przestrzegać, stanowią jedną z największych przeszkód w rozwoju projektów dotyczących
energii odnawialnej. Dotyczy to w szczególności małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP), które mają
znaczący udział w sektorze.
Według dyrektywy 2001/77/WE (Pierwsza Dyrektywa OŹE) państwa członkowskie Unii Europejskiej
miały dokonać analizy obowiązujących ram prawnych i przepisów dotyczących procedur udzielania
pozwoleń, aby zmniejszyć ilość przeszkód prawnych i pozaprawnych, zracjonalizować i przyspieszyć
procedury administracyjne, a także zapewnić przejrzysty i niedyskryminujący nikogo charakter reguł.
Reguły te powinny uwzględniać szczególne cechy różnych technologii, stosujących odnawialne źródła
energii. Dyrektywa wspomina także o tym, że Państwa Członkowskie posiadają obowiązek
przedstawienia Komisji Europejskiej raportów z tej analizy, definiującego zamierzone działania. Na
podstawie raportów Państw Członkowskich Komisja miała określić najlepsze praktyki stosowane do
redukcji przeszkód prawnych i pozaprawnych, co spowodować ma wzrost produkcji energii z OŹE. W
rzeczy samej, podjęte działania spowodowały przyspieszenie rozwoju OZE-E w Unii Europejskiej,
chociaż osiągnięcie globalnego celu wskaźnikowego w roku 2010 stoi pod znakiem zapytania.
Jak wynika z trendów przedstawionych w raporcie ESHA, opublikowanym w ramach projektu
unijnego SHERPA1 [1], za szczególnie mało prawdopodobne należy uznać osiągnięcie w roku 2010
produkcji energii elektrycznej w MEW w wysokości 55 TWh rocznie, zgodnie z założeniami Białej
Księgi „Energia dla przyszłości: Odnawialne Źródła Energii” [2]. Wśród zasadniczych przyczyn
takiego stanu rzeczy należy wymienić bariery administracyjne, rozbudowywane między innymi pod
naciskiem organizacji pozarządowych, reprezentujących przekonanie o jednoznacznie szkodliwej
ingerencji stopni wodnych w zastane środowisko przyrodnicze. Organizacje te oraz sprzyjające im
osoby i instytucje wykorzystują w swoich działaniach unijne akty prawne, a zwłaszcza Ramową
Dyrektywę Wodną [3] i tzw. dyrektywy siedliskowe [4,5] (patrz również rozdział 1).
Z uwagi na stan zastany i różną skuteczność ww. działań, w różnych krajach występują różne bariery
prawno-administracyjne. Wg wyżej przywołanego raportu ESHA, czas postępowania
administracyjnego w krajach UE-15 waha się od 12 miesięcy w Austrii (najlepszy scenariusz) do 12
lat w Portugalii. W większości nowych państw członkowskich cykl ten jest znacznie krótszy. W
Polsce czas oczekiwania na poprawnie złożony wniosek o pozwolenie wodnoprawne zwykle waha się
od 3 do 12 miesięcy.
Liczba pozwoleń niezbędnych do uruchomienia małej elektrowni wodnej jest różna w różnych krajach
i regionach. Z reguły obok pozwolenia na użytkowanie wody do celów energetycznych (w Polsce:
„pozwolenie wodnoprawne”), potrzebne jest pozwolenie na budowę, uregulowanie praw własności,
uzyskanie zgody na przyłączenie do sieci i eksploatację elektrowni (w Polsce: warunki przyłączenia,
koncesja, wyniki kontroli urządzeń przeprowadzonej przez lokalnego operatora sieci). Uzyskanie
niektórych pozwoleń uzależnione jest od oceny oddziaływania na środowisko, zgodności
przedsięwzięcia z lokalnym planem zagospodarowania itp. Autorzy raportu ESHA stwierdzają:
Koordynacja działalności różnych organów administracyjnych nie przebiega właściwie, gdy chodzi o
terminy, przyjmowanie oraz rozpatrywanie wniosków o pozwolenia. Terminy udzielania odpowiedzi z
reguły nie są dotrzymywane. Inwestorzy muszą prowadzić wielokrotne konsultacje społeczne tego samego projektu. Nie ma prawdziwych procedur "szybkiej ścieżki", szczególnie w przypadku mniejszych
projektów.
1
Small Hydro Energy Efficient Promotion Campaign Action – projekt Unii Europejskiej koordynowany
przez ESHA w latach 2006-2008 w ramach programu Inteligentna Energia dla Europy
267
ESHA 2010
Istniejące procedury, dalekie od przejrzystości, obiektywizmu i braku przejawów dyskryminacji, w niektórych przypadkach są nadzorowane przez organy administracji lokalnej - bardzo czułe na presję i
naciski grup lobbujących, które zwielokrotniają liczbę interlokutorów i przedłużają czas potrzebny na
podjęcie decyzji (w niektórych regionach Włoch trzeba zgromadzić do 58 pozwoleń z różnych organów administracyjnych). Dodatkowo projekt musi zostać upubliczniony - tak, aby społeczność lokalna
mogła się wypowiedzieć w jego sprawie. W rezultacie w niektórych Państwach Członkowskich procedura może przeciągać się do 10 lat (w przypadku nowych obiektów), co zniechęca potencjalnego inwestora i sprawia, że jest on skłonny zainteresować się innym, bardziej atrakcyjnym projektem OZE
lub lokalizacjami położonymi poza obszarem Unii Europejskiej.
W przypadku modernizacji elektrowni sytuacja jest z reguły, choć nie zawsze, łatwiejsza - mimo, że
nadal wymaga się różnych pozwoleń. Czasami wymaga się od inwestora przeprowadzenia Oceny Oddziaływania na Środowisko (OOŚ) istniejącej infrastruktury.
Koszt uzyskania pozwoleń obejmuje ocenę hydrologiczną i środowiskową, projekt wstępny, pozwolenia i zgody na wykorzystanie wody i gruntów, jak również studium dotyczącego budowy i przyłączenia
1
do sieci, porozumień o zakupie energii . Koszt ten jest róży w różnych krajach i zwykle mieści się w
granicach między 10 000 a 30 000 € za projekt. Suma ta zostanie stracona w przypadku odmowy pozwolenia na realizacje projektu.
W konkluzji tych rozważań autorzy raportu stwierdzają:
Wydaje się, że Państwa Członkowskie nie wdrożyły dyrektywy 2001/77/WE w stopniu niezbędnym
dla osiągnięcia celów założonych dla sektora MEW.
Również postęp w dziedzinie ujednolicania postępowania administracyjnego oraz mechanizmów
wsparcia dla OZE, a małej energetyki wodnej w szczególności, okazał się ograniczony. Przynajmniej
częściowo wynika to z wątpliwości dotyczących sensu takich działań. Wątpliwości te podziela
Komisja Europejska oraz przez przedstawiciele sektora OZE. Już w roku 2005 wypowiedziała się na
ten temat Europejska Rada OZE (EREC - European Renewable Energy Council), stwierdzając co
następuje2:
EREC również podziela opinie, że ze względu na szerokie zróżnicowanie potencjałów i rozwoju
różnych Państw Członkowskich w odniesieniu do energii ze źródeł odnawialnych, ujednolicenie
różnych mechanizmów wsparcia wydaje sie trudne do osiągnięcia w perspektywie krótko- i
średnioterminowej. Dodatkowo, krótko- i średnioterminowe zmiany systemowe mogły by potencjalnie
zakłócic funkcjonowanie niektórych rynków i utrudnić Państwom Członkowskim osiągnięcie ich
celów.
Mimo wspomnianych różnic między przepisami w różnych państwach członkowskich Unii, autorzy
niniejszego przewodnika zdecydowali się przedstawić w niniejszym rozdziale podstawowe informacje
o procedurach administracyjnych niezbędnych do uruchomienia i eksploatacji MEW. Informacje te
zilustrowano przykładami z Polski i niektórych innych krajów.
1
W niektórych krajach brak jest obowiązku zakupu energii ze wszystkich OZE.
2
EREC News Release on the Commission’s communication on “The support for electricity from renewable energy sources”, Brussels, 07.12.2005
268
ESHA 2010
9.2. Rodzaje procedur1
Budowa MEW może być rozważana z różnych punktów widzenia:
 produkcji energii;
 wpływu na jakość wody, florę i faunę rzeki, oraz wszystkie aspekty środowiskowe;
 wymagań budowlanych;
 przyłączenia do sieci;
 prawa użytkowania gruntu;
 itd.
Uregulowania dotyczące wymienionych tu aspektów leżą w kompetencjach różnych władz, zależnie
od kraju członkowskiego, jego organizacji politycznej i administracyjnej i zaangażowania w rozwój
odnawialnych źródeł energii.
W tym kontekście należy zauważyć, że procedury te są zróżnicowane nie tylko w zależności od kraju,
lecz także regionu. Są one dalekie od przejrzystości i obiektywizmu. Nadzór nad nimi sprawują liczne
organy administracji lokalnej, bardzo wrażliwe na działanie grup nacisku, które mnożą ilość
interlokutorów i przedłużają okres oczekiwania na decyzję (np. w niektórych regionach Włoch
potrzeba aż 58 pozwoleń wydawanych przez różne organy administracji). We wszystkich krajach
projekt musi być upubliczniony, aby umożliwić ustosunkowanie się do niego społeczności lokalnej.
9.2.1. Użytkowanie wody do celów energetycznych
Woda płynąca w rzece jest wykorzystywana do różnych celów: nawadnianie, rybołówstwo, instalacje
przemysłowe, wypoczynek itd. Umożliwienie jak najlepszego dostępu wszystkim użytkownikom
wymaga uregulowań prawnych. Praktycznie we wszystkich Państwach Członkowskich woda ma
status własności państwowej (w Irlandii i w niektórych krajach nordyckich prawa do wody są
reglamentowane według systemu praw dostępu do rzeki).
Uregulowania dotyczące zastosowania do celów energetycznych wykształciły się w 20-tym wieku,
wraz z rozwojem elektroenergetyki. Na przykład artykuł 1 Prawa Francuskiego z 16 października
1919 stanowi, że "nikt nie może wykorzystywać energii pływów, jezior i cieków wodnych bez
pozwolenia państwowego". Doprecyzowano, że mniejsze elektrownie wodne (< 4500 kW, od 1980 r.)
mogą być eksploatowane po uzyskaniu odpowiedniego pozwolenia, podczas gdy elektrownie większe
obowiązuje procedura koncesyjna.
Procedura jest długa. Organ zajmujący się rzekami musi wymienić się informacjami z administracją
regionalną odpowiedzialną za środowisko. W niektórych krajach oczekiwanie na pozwolenie może
nawet przekroczyć 5 lat. Już po zbudowaniu elektrowni kompetentne władze muszą sprawdzić na
miejscu, czy wzniesiony obiekt odpowiada wymaganiom wymienionym w udzielonym pozwoleniu na
korzystanie z wody. Protokół z tej inspekcji może stanowić część koncesji na eksploatację elektrowni.
Tabela 9.1 informuje o władzach kompetentnych do wydawania pozwolenia na korzystanie z wody i o
okresie ważności tego pozwolenia w większości państw Unii Europejskiej. Tabela stanowi kompilację
danych zawartych w referacie George'a Bablisa (Hidroenergia'97) oraz w obszernym studium strategii
rozwoju MEW w Unii Europejskiej, wykonanym 10 lat później w ramach projektu SHERPA [1].
1
Część przedstawionych informacji została zaczerpnięta z francuskiego podręcznika « Guide pour le montage
de projets de petite hydroélectricité » (Przewodnik projektowania małych elektrowni wodnych) ADEME –
Géokos, mai 2003
269
ESHA 2010
Tabela 9-1 Prawo do użytkowania wód w państwach członkowskich Unii Europejskiej
Kraj
Władze udzielające pozwoleń na korzystanie z wody
Okres ważności pozwolenia
Austria
<200 kW - władze lokalne
> 200 kW - władze krajowe
zazwyczaj 30 lat
można więcej (60 – 90 lat)
Belgia
< 1 MW - władze prowincji
> 1 MW - tak samo + Ministerstwo Energetyki
nieokreślony
33 do 99 lat
Dania
Ministerstwo Energetyki
nieokreślony
Francja
< 4,5 MW - prefektura departamentu
> 4,5 MW - Państwo
w praktyce do 40 lat
Grecja
Ministerstwo Energetyki
10 lat, odnawialne
Hiszpania
Władze zlewni,
za wyjątkiem kilku rzek w Katalonii i Galicji
25 lat + 15 uznaniowo
Holandia
Krajowe i lokalne zarządy gospodarki wodnej
co najmniej 20 lat
Irlandia
Nie ma potrzeby. Obowiązują prawa dostępu do rzeki.
wieczna
Luksemburg
Ministerstwo Rolnictwa, Prac Publicznych,
Środowiska i Zatrudnienia + władze lokalne
nieokreślony
Niemcy
Kraje związkowe
30 lat
Portugalia
DRAN (Regionalny Zarząd Ochrony Środowiska
i Zasobów Naturalnych)
30 lat, odnawialne
Szwecja
Sąd Wodny
wieczne (30 lat)
Wielka Brytania
Agencja ds Środowiska
Nie wymagane w Szkocji, jeżeli P < 1 MW
Jeśli P > 1 MW, to Sekretarz Stanu
Anglia i Walia - 15 lat
w Szkocji - nieokreślony
Włochy
< 3 MW władze regionalne
> 3 MW Ministerstwo Przemysłu
30 lat
Bułgaria
Nowe zezwolenia: Dyrektor Zarządu Zlewni
Przedłużenie: Regionalny Inspektorat Środowiska
i Gospodarki Wodnej
brak danych
Czechy
brak danych
brak danych
Estonia
miejscowe władze właściwe
dla ochrony środowiska i gospodarki wodnej
brak danych
Litwa
50 do 99 lat
Łotwa
10 lat
z możliwością przedłużenia
Polska
Zależnie od okoliczności: organ administracji
samorządowej (starosta, marszałek województwa)
lub rządowej (Regionalny Zarząd Gospodarki Wodnej)
do 20 lat
z możliwością przedłużenia
Rumunia
Krajowy Zarząd Gospodarki Wodnej (ANRE)
brak danych
Słowacja
władze miejscowe pod kontrolą
Krajowego Zarządu Gospodarki Wodnej (
brak danych
Słowenia
Ministerstwo Środowiska
30 lat
Węgry
miejscowy zarząd gospodarki wodnej
brak danych
270
9.2.2.
ESHA 2010
Procedury środowiskowe
Począwszy od lat 70-tych integracja środowiskowa stała się ważnym elementem projektów MEW,
konsekwencją czego jest włączenie ochrony środowiska do większości przepisów, obowiązujących w
Państwach Członkowskich.
Obecnie dwa akty prawne mają podstawowy wpływ na projekty MEW na poziomie Unii Europejskiej:

Dyrektywy ustanawiające program Natura 2000 [2,3];

Dyrektywa 2000/60/WE (Ramowa Dyrektywa Wodna) [4].
9.2.2.1. Określenie oddziaływania środowiskowego
W większości Krajów Członkowskich należy wykonać ocenę oddziaływania na środowisko, aby móc
otrzymać prawo do użytkowania wody.
W ramach tej analizy naukowej i technicznej wykonuje się opis stanu obecnego i ocenia się
konsekwencje, jakie mogą wyniknąć z realizacji projektu. Dziedzinami branymi pod uwagę są flora,
fauna, krajobraz, grunty, woda, powietrze, klimat, środowisko naturalne i równowaga biologiczna,
ochrona dobytku i dziedzictwa kulturowego, komfort życia w otoczeniu (z uwzględnieniem takich
czynników, jak hałas, wibracje, zapachy, oświetlenie), higiena, bezpieczeństwo oraz samopoczucie
społeczne i ochrona zdrowia.
Jest to synteza różnych ekspertyz środowiskowych, wykonywanych w miejscu lokalizacji projektu,
obejmująca ekspertyzy hydrobiologiczne, ustalenie przepływu nienaruszalnego, analizę krajobrazu itd.
Ocena oddziaływania na środowisko ma trzy podstawowe cele:

Ochrona środowiska. Obejmuje ona nie tylko zachowanie gatunków i ich przestrzeni życiowej
oraz klasyfikację terenów chronionych przed ludzką działalnością, lecz także integruje środowisko
w działania prowadzące do zagospodarowania terenu. Należy więc tworzyć projekty z
poszanowaniem człowieka, krajobrazu i środowiska naturalnego, oszczędzające przestrzeń i
zasoby naturalne, ograniczające zanieczyszczenie wody, powietrza i gruntu.

Informacja dla władz samorządowych i społeczeństwa. Jako narzędzie informacji dla władz
samorządowych, ocena oddziaływania stanowi oficjalną częścią składową decyzji
administracyjnej. Jest ona także narzędziem informacji dla społeczeństwa, zwłaszcza w przypadku
badań opinii społecznej.

Narzędzie do podejmowania decyzji. Ocena oddziaływania na środowisko stanowi analizę
naukowo-techniczną ograniczeń środowiskowych, a zarazem jedno ze studiów wstępnych, które
musi przeprowadzić inwestor. Wraz ze studiami technicznymi i ekonomicznym, przyczynia się
ono do poprawy projektu całej inwestycji.
9.2.2.2. Przepływ nienaruszalny
Natężenie przepływu wody wykorzystywanej do produkcji elektryczności stanowi tradycyjnie główny
temat dyskusji pomiędzy inwestorami z jednej strony, a rybakami, władzami środowiskowymi i
organizacjami ekologicznymi walczącymi o zachowanie nienaruszonego środowiska z drugiej strony.
Inwestor, który zamierza produkować energię elektryczną w sposób nie zagrażający środowisku w
sensie globalnym, zasługuje na realne wsparcie i na to, aby nie podlegać restrykcyjnym ograniczeniom
swojej mocy produkcyjnej. Jednakże sprzeciwiają się temu władze środowiskowe i różne
stowarzyszenia, zajmujące się ochroną środowiska, dla których niski przepływ nienaruszalny stanowi
zagrożenie dla dobra publicznego: na przykład dla fauny wodnej.
271
ESHA 2010
Przepisy prawne są na ogół ustanawiane na poziomie krajowym i określają jedynie minimalną
wartość przepływu nienaruszalnego. Pozwoliło to władzom lokalnym na narzucanie przynajmniej tego
minimum, jednakże w wielu przypadkach wartości przepływu nienaruszalnego są nieracjonalnie
wysokie. Zgodnie z decyzją Rady Dyrektywy Wodnej (Dyrektywa 2000/60/WE z 23 października
2000 r.) zarządy gospodarki wodnej są teraz bardziej zaangażowane w wyznaczenie obowiązujących
wartości przepływu nienaruszalnego. O ile w minionych latach przepisy krajowe określały przepływ
nienaruszalny jako pewien procent modułu (przepływu średniorocznego), to teraz zarządy gospodarki
wodnej badają różne odcinki cieku, uwzględniając zarówno dane hydrologiczne, jak dane dotyczące
przyrody ożywionej, jakości wody i modele wodne jedno- i dwuwymiarowe. Otrzymane w ten sposób
wartości przepływów nienaruszalnych są na ogół wyższe, ale przynajmniej określone w sposób
naukowy.
Deweloper MEW w swojej ocenie oddziaływania na środowisko powinien podać proponowaną przez
siebie wartość oraz zastosowaną metodę obliczeniową.
Jednakże, jak to szczegółowo opisano w rozdziale 7, istnieją liczne wzory do obliczania przepływu
nienaruszalnego, a ich liczba systematycznie rośnie. Stanowi to realny problem dla prawodawcy, który
powinien ustalić spójne prawo, chociaż w szczególnych przypadkach trudno jest uzyskać wartości
referencyjne lub wzory, które powinno się stosować. Główne typy metod, opisane szczegółowo w
rozdziale 714, to:



Metody oparte na wartościach statystycznych lub hydrologicznych;
Obliczenia oparte na prędkości i głębokości wody;
Metody oparte na analizie multikryterialnej, biorącej pod uwagę także parametry ekologiczne.
Nawet w zakresie jednej grupy metod można uzyskiwać znacznie różniące się od siebie rezultaty.
Nie ma możliwości dokonania ogólnego porównania tych grup metod, bo nie odnoszą się one do tych
samych danych. Możliwe jest jedynie porównanie rezultatów, uzyskanych za pomocą różnego typu
metod dla rzeczywistych przypadków, dla których znane są wszystkie potrzebne dane. Zastosowanie
24 różnych metod dla szerokiej rzeki o niewielkim spadku dało 24 różne wyniki. Stosunek
maksymalnej obliczonej wartości przepływu nienaruszalnego do wartości minimalnej wyniósł 192!
Nawet jeżeli nie uwzględni się 4 najwyższych i 4 najniższych wartości, to stosunek ten wynosi wciąż
14. Istnienie tylu różnych metod pociąga za sobą dużą rozbieżność w krajowych uregulowaniach
prawnych.
W następnych paragrafach dokonano krótkiej analizy stosowanych metod.
Austria
W Austrii nie ma ustalonej ogólnej metody, ale stosuje się metodę kolejnych przybliżeń, tak aby
otrzymać jak najbardziej "poprawny" wynik. Zazwyczaj decyzja jest podejmowana w ramach
procedury udzielania pozwolenia, przez oficjalnego eksperta. Może to prowadzić do zmiennych
skutków, biorąc pod uwagę to, że ekspertyza wykonana przez różne osoby prowadzi do uzyskania
różnych rezultatów. Pierwsze przybliżenie jest zazwyczaj uzyskiwane za pomocą parametrów
hydrologicznych, z zastosowaniem skali pomiędzy "średniorocznym przepływem minimalnym
(SNQ)" a "minimalnym przepływem rocznym (NNQ)". Użytecznym, choć często kosztownym
sposobem na uniknięcie przyjęcia zawyżonej wartości niezbędnego przepływu, jest przedstawienie
specjalistycznej ekspertyzy, bazującej na badaniu punktów rozproszonych. Eksperci rządowi w
większości przypadków respektują jej wyniki.
1
Zobacz także TNSHP – Environmental group – Reserved flow – krótki krytyczny przegląd
metod obliczeniowych pod adresem internetowym www.esha.be
272
ESHA 2010
Francja
Minimalny przepływ nie powinien być mniejszy od 1/10 modułu rzecznego, odpowiadającego
przepływowi średniemu z wielolecia, określonemu na podstawie informacji pochodzących z co
najmniej 5 lat, lub od przepływu nienaruszalnego budowli znajdującej się bezpośrednio powyżej
rozpatrywanego obiektu, o ile jest on niższy od poprzedniej wartości.
Pomimo tego dla rzek lub odcinków rzek, których moduł przekracza 80 m3/s, uchwała Rady Państwa
może ustalić przepływ nienaruszalny mniejszy od tych wartości, który jednak nie powinien być niższy
od 1/20 modułu.
Grecja
Przepływ nienaruszalny powinien wynosić co najmniej 1/3 średniego przepływu letniego rzeki.
Hiszpania
W hiszpańskim prawie wodnym z 1985 r. przepływ nienaruszalny został ustalony na 10% średniego
przepływu wieloletniego. Różne lokalne i autonomiczne instytucje uznają tę wartość za minimalną i
dla każdego projektu ustala się wartość wyższą, często w sposób arbitralny. Według nowego prawa
wodnego z lipca 2001 przepływ nienaruszalny powinien zostać określony według "planów
zarządzania zlewniami rzecznymi", sporządzanych przez odpowiednie zarządy gospodarki wodnej (w
Hiszpanii jest ich 14). W rzeczywistości tylko jeden zarząd (w Kraju Basków) opracował program
komputerowy do określania tego przepływu.
Litwa
Terytorium litewskie jest podzielone na dwa regiony hydrologiczne, dla których narzucone są wartości
przepływu nienaruszalnego. W pierwszym regionie hydrologicznym, w którym rozkład przepływów w
rzekach ma charakter nieregularny, przepływ nienaruszalny jest równoważny wartości niskiego
przepływu z sezonu ciepłego (od kwietnia do października) o 30-dniowym czasie trwania,
wyznaczonego z pięciolecia (prawdopodobieństwo 0,80). W drugim regionie hydrologicznym, który
charakteryzuje się bardziej regularnymi przepływami, wartość przepływu nienaruszalnego jest niższa i
obliczana jest za pomocą tej samej metody, co poprzednio, lecz okres powtarzalności przepływu
niskiego jest określony na 20 lat (prawdopodobieństwo 0,95). W elektrowniach derywacyjnych,
niezależnie od rodzaju regionu hydrologicznego, minimalny przepływ nienaruszalny jest ustalony na
10% długoterminowego przepływu średniego danej pory roku.
Niemcy
Nie ma prawodawstwa obowiązującego w całym kraju. Kraje związkowe posiadają swoje własne
regulacje prawne. Na ogół obliczenia opierają się na "średnim przepływie minimalnym" (SNQ).
Zwyczajowo przepływ nienaruszalny wynosi od 1/3 do 1/6 "przepływu minimalnego". Zazwyczaj
wybiera się opcję 1/3. Przedstawiciele władz państwowych podejmują decyzją końcową podczas
procedury udzielania pozwolenia.
Polska
W związku z uchyleniem Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 28 kwietnia 2004 r. w sprawie
zakresu i trybu opracowywania planów gospodarowania wodami na obszarach dorzeczy oraz
warunków korzystania z wód regionu wodnego (Dz. Ust. Nr.126, poz.1318), w polskim systemie
prawnym obowiązuje jedynie uproszczona definicja zawarta w Rozporządzeniu z dnia 20 kwietnia
2007 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budowle hydrotechniczne i
ich usytuowanie1(Dz. Ust. Nr 86, poz.579). Zgodnie z nią, przez przepływ nienaruszalny rozumie się
przepływ minimalny zapewniający utrzymanie życia biologicznego w cieku. W praktyce, przy
obliczaniu przepływu nienaruszalnego korzysta się zwykle z metod Instytutu Meteorologii i
Gospodarki Wodnej, a zwłaszcza z metody H.Kostrzewy i tzw. metody małopolskiej [5].
273
ESHA 2010
Spośród kilku kryteriów wskazywanych przez H.Kostrzewę, uwzględnia się zazwyczaj kryterium
hydrobiologiczne i kryterium rybacko-wędkarskie. Stosując kryterium hydrobiologiczne, zakłada się:
a) utrzymanie prędkości przepływu nie dopuszczającego do powstania niekorzystnych zmian
morfometrycznych koryta cieku
b) utrzymanie przepływu powyżej wartości NNQ
Spełnienie warunku (a) uzyskuje się zakładając, że zależność przepływu od prędkości średniej v w
korycie rzeki wyraża się wzorem
Q = avb
gdzie a i b oznaczają parametry ustalone w wyniku aproksymacji danych doświadczalnych.
Wartość przepływu nienaruszalnego uzyskuje się zakładając, że prędkość średnia przepływu nie
powinna być niższa od prędkości miarodajnej przepływu równej odpowiednio 0,20 m/s dla rzek
nizinnych, 0,25 m/s dla rzek przejściowych i 0,30 m/s dla rzek górskich. W uproszczonej wersji
metody przyjmuje się, że przepływ nienaruszalny jest proporcjonalny do SNQ, przy czym
współczynnik proporcjonalności mieści się w granicach od 0,5 do 1,5 i zależy od charakteru rzeki oraz
powierzchni zlewni (patrz rozdział 7).
Przepływ nienaruszalny wg kryterium rybacko-wędkarskiego ustala się dla trzech okresów w ciągu
roku - (a) okresu tarła i rozrodu, (b) żerowania i wzrostu narybku i (c) przezimowania. Dla każdego z
dwóch pierwszych okresów wybiera się najniższą spośród miesięcznych wartości SNQ. Dla okresu
przezimowania wybiera się najniższą spośród miesięcznych wartości NNQ. Ww. okresy ustala się dla
dwóch grup ryb, zgodnie z tabelą 9-2.
Tabela 9-2 Okresy występowania faz rozwoju ryb w Polsce [5]
Faza życia
Ryby łososiowate
Ryby nizinne
Rozród i tarło
III-IV lub IX-XI
III-VI
Wzrost
V-VIII
VII-XI
Za miarodajny przepływ nienaruszalny uznaje się największą z wartości przepływów nienaruszalnych
wyznaczonych wg różnych kryteriów.
Tzw. metoda małopolska została opracowana przez T.Stochlińskiego, który zaleca jej stosowanie na
obszarze działania Regionalnego Zarządu Gospodarki Wodnej w Krakowie. Zgodnie z tą metodą
przepływ nienaruszalny Qn oblicza się osobno dla każdego miesiąca w roku z wzoru
Qn = NNQ + DQ/2
gdzie DQ = SNQ- NNQ. W szczególnych warunkach, takich jak:




wzrost temperatury wody w miesiącach letnich powyżej wartości średnich
tarło i rozród wiodących gatunków ryb
zanieczyszczenie wody obniżające klasę poniżej klasy właściwej dla wiodących gatunków ryb
nieekologiczna regulacja cieku poniżej przekroju obliczeniowego,
przyznaje się dodatkowy przepływ "pomocowy" równy domyślnie 0,15 DQ.
Portugalia
Przepływ nienaruszalny powinien być równy lub większy od 1/10 średniego przepływu rocznego z
wielolecia.
274
ESHA 2010
Włochy
Przepisy dotyczące przepływu nienaruszalnego są określane przez zarząd zlewni hydrologicznej lub
przez władze regionalne. Istnieje wiele przepisów, którym należy się podporządkować. Ogólnie
istnieje tendencja do korzystania z metod hipsograficznych, z zastosowaniem współczynników
korekcyjnych. Przepisy są aktualnie w trakcie zmian1.
Wielka Brytania
W Wielkiej Brytanii nie ma standardowej metody postępowania. Władza zwierzchnia dla rzek
(Agencja Ochrony Środowiska) przygląda się osobno każdej lokalizacji przed udzieleniem
pozwolenia. Punktem wyjściowym do negocjacji jest zazwyczaj Q95 (jest to natężenie przepływu,
utrzymywane lub przekraczane przez 95 % czasu w ciągu roku), ale w rzeczywistości przyjmuje się
wartość wyższą lub niższą.
W Szkocji przepływ nienaruszalny powinien być równy lub większy od 45% średniego przepływu
rocznego z wielolecia.
Szwajcaria
Pomimo że Szwajcaria nie stanowi części UE, to jej przepisy dotyczące przepływu nienaruszalnego są
warte uwagi. Przepływ nienaruszalny wyznaczany jest w oparciu o wartość Q347 (przepływ trwający
dłużej niż 347 dni w roku, czyli 95% roku), odpowiadająca oczywiście niewielkiemu przepływowi.
Poniższy wykres pokazuje obowiązującą wartość przepływu nienaruszalnego w funkcji Q347:
Rysunek 9-1 Przepisy dotyczące przepływu nienaruszalnego w Szwajcarii
Przy bardzo niskich przepływach przepływ nienaruszalny wynosi 80% Q347, podczas gdy dla Q347
równego 10 000 l/s ta wartość procentowa zredukowana jest do 25%, a począwszy od Q 347 równego
60 000 l/s przepływ nienaruszalny wynosi 10 000 l/s.
1
Włoska wersja przewodnika z roku 2007
275
9.2.3.
ESHA 2010
Konsultacje społeczne
W niektórych Państwach Członkowskich inwestor powinien poddać projekt konsultacjom
społecznym. Procedura ta jest zazwyczaj uproszczona dla elektrowni o małej mocy. Konsultacje
stanowią wymóg ze strony urzędu, odpowiedzialnego za wydanie zgody na budowę elektrowni. Celem
konsultacji jest poinformowanie społeczeństwa o planowanym projekcie, zebranie opinii, sugestii i
kontrpropozycji, dzięki czemu społeczeństwo bierze udział w decyzji, a urząd dysponuje wszystkimi
niezbędnymi informacjami.
Konsultacje prowadzi audytor, który wizytuje przewidywane miejsce budowy elektrowni, występuje o
dodatkowe informacje, organizuje zebranie społeczne, ewentualnie przedłuża czas konsultacji. W
efekcie powstaje raport do odnośnych władz, uwzględniający uwagi społeczne. Audytor powinien
jasno sprecyzować, czy akceptuje projekt czy nie, oraz wyszczególnić swoje zastrzeżenia i warunki.
Władze mogą (ale nie muszą) uwzględnić wnioski audytora.
9.2.4.
Wymagania budowlane
Na ogół wymaga się pozwolenia na budowę. Wydaje się je oddzielnie od pozwolenia na korzystanie z
wody. Leży ono w kompetencji władz zajmujących się zagospodarowaniem przestrzennym, a
odpowiednie procedury wynikają z przepisów budowlanych kraju lub regionu. Często wymaga się
studium krajobrazu i integracji projektu z środowiskiem. Służby administracyjne odpowiedzialne za
projekt powinny zweryfikować jego zgodność z obowiązującymi dokumentami urbanistycznymi.
9.2.5.
Podłączenie do sieci
Podłączenie do sieci także jest procedurą niezależną od prawa na korzystanie z wody. W tej sprawie
należy zwrócić się do operatora sieci (wysokiego lub niskiego napięcia, w zależności od dostarczanej
mocy).
Z uwagi na ogólnoeuropejski wysiłek zmierzający do rozwijania odnawialnych źródeł energii, zakłady
energetyczne otrzymują zwiększoną liczbę wniosków o przyłączenie do sieci obiektów rozproszonych,
zwłaszcza farm wiatrowych. W związku z tym moc przyłączeniowa sieci lokalnych może ulec
wyczerpaniu. Wzmocnienie sieci jest oczywiście zabiegiem znacznie droższym niż zwykłe
podłączenie. Uniknięcie niepotrzebnych inwestycji wymaga wcześniejszej informacji o
przewidywanych podłączeniach.
Aby zarządzać tym problemem, Francja wprowadziła system "kolejek oczekujących". Każdy wniosek
powoduje wszczęcie wstępnej analizy projektu. W jej rezultacie odnośny urząd wydaje odpowiedź
projektodawcy, który wówczas może wystąpić o szczegółowe zbadanie możliwości podłączenia
elektrowni do sieci. Koszty podłączenia mogą obejmować wzmocnienie sieci, lecz część tych kosztów
może być odzyskana w późniejszym terminie, w przypadku, gdy inni producenci energii będą chcieli
wykorzystywać urządzenia, za które zapłacił pierwszy inwestor.
9.2.6.
Inne procedury
Może być także wymagane poddanie się innym procedurom, takim jak:


Pozwolenie na wyrąb. Dostęp do instalacji, budowa drogi wodnej, czy rurociągów może być
prowadzona na terenie zalesionym. Pozwolenie na przeprowadzenie wyrębu jest wymagane,
zależnie od status prawny lasu. W celu uzyskania pozwolenia należy skontaktować się z władzami
odpowiedzialnymi za rolnictwo i gospodarkę leśną.
Uzgodnienia dotyczące obszarów brzegowych i własności gruntów. Inwestor MEW nie zawsze
jest właścicielem całości gruntów niezbędnych do realizacji przedsięwzięcia. Może być zmuszony
do budowy rurociągu derywacyjnego, drogi dojazdowej lub części kanału wodnego na terenie
przyległym.
276
ESHA 2010
W takiej sytuacji inwestor musi dojść do porozumienia z właścicielami terenu objętego
oddziaływaniem projektu. Jeśli inwestorem jest jednostka samorządu terytorialnego, ma ona często
więcej praw i możliwości niż inwestor prywatny, a do tego korzysta z nich w całej rozciągłości. Jeśli
porozumienie nie zostanie osiągnięte, jednostka samorządu terytorialnego może posłużyć się
argumentem interesu społecznego, czego nie może uczynić inwestor prywatny.
9.3. Kilka przykładów praktycznych1
9.3.1.
Austria
Pierwszym krokiem administracyjnym winna być dyskusja z odpowiedzialnymi ekspertami i
agendami rządowymi. Inwestor musi przedstawić na piśmie wszystkie istotne elementy wstępnego
studium wykonalności (rzeka, lokalizacja, spad, natężenie przepływu, sposób pracy, moc,
przewidywana produkcja itd.) i zaprezentować to opracowanie rządowi. Ta wstępna weryfikacja
pozwala uniknąć kolizji z innymi możliwymi projektami lub generalnym stanowiskiem rządu.
Po tym etapie przygotowuje się zwykle operat wodnoprawny (wasserrechtliches Einreichprojekt). W
porównaniu do wstępnego studium wykonalności, projekt podaje już wszelkie niezbędne szczegóły.
Projekt ten staje się podstawą do negocjacji w zakresie procedur przyznawania pozwolenia. Główną
część tej procedury stanowi dyskusja publiczna. Na tym etapie zainteresowani ludzie (włączając w to
rybaków itp.) mogą wyrazić swoje stanowisko, czyli czego oczekują, a czego chcieliby uniknąć.
Przewodniczący spotkania musi zebrać wszystkie opinie i ostatecznie podjąć decyzję, czy projekt
może być realizowany, czy nie.
Następny etap dotyczy prawa ochrony środowiska. Chociaż sprawy związane ze środowiskiem są
zawarte w prawie do użytkowania wody, to mogą pojawić się dodatkowe wymagania i oddzielne
procedury. Pozwolenie wodnoprawne będzie ważna przez co najmniej 30 lat, ale można występować
także o dłuższe okresy. Nie istnieje pojęcie podatku wodnego (Wasserzins).
Dobre przygotowanie projektu i współpraca z organami rządowymi, odpowiedzialnymi za ocenę, są
sprawą najwyższej wagi. Takie przygotowanie musi obejmować szereg spotkań, poważne
uwzględnienie zagadnień ekologicznych (zgodnie z propozycją dodatkowego eksperta, wchodzącego
w skład ekipy). Jak na razie nie istnieją „rzeki zakazane”, chociaż w niektórych przypadkach każdy
wie, że projekt nie otrzymałby pozwolenia. Pewne rzeki są więc zakazane w sposób niejawny.
Nie istnieje żadne ogólne prawo o przepływie nienaruszalnym. Zwykle jego wartość zawiera się
pomiędzy NNQ (najniższym przepływem niskim), a SNQ (średniorocznym przepływem niskim). W
wielu przypadkach rozsądnym jest dokonanie specjalistycznych badań. Bez tego specjaliści rządowi
mogą podjąć decyzję ustalając "na wszelki wypadek" dość wysoki przepływ – o wiele wyższy, niż ten
wynikający z badań. Dlatego przeprowadzenie takich badań może być bardzo opłacalne.
9.3.2.
Francja2
Prawodawstwo francuskie rozróżnia projekty elektrowni o mocy mniejszej niż 4 500 kW i większej
niż 4 500 kW. Pierwsze wymagają pozwolenia wydanego przez prefekta, będącego lokalnym
przedstawicielem rządu. Stosowaną procedurę opisano poniżej. Jeśli zachodzą jakieś utrudnienia,
proces oczekiwania może trwać od pięciu do dziesięciu lat. Wskutek przyjęcia Dyrektywy
1
Część przytoczonych przykładów zostało dostarczonych przez kraje, współpracujące w ramach projektu
europejskiego SPLASH („Spatial plans and local Arrangement for Small Hydro”): Irlandię, Grecję i
Portugalię, Załączamy podziękowania
2
Część przedstawionych informacji została zaczerpnięta z francuskiego podręcznika « Guide pour le montage
de projets de petite hydroélectricité » (Przewodnik do projektowania małych elektrowni wodnych) ADEME –
Géokos mai 2003
277
ESHA 2010
2001/77/WE rząd francuski zorganizował debatę na temat uproszczenia procedury dla projektów OŹE.
Obecnie procedura dla MEW nie powinna przekraczać dwa lata.
Projekty elektrowni o mocy powyżej 4 500 kW wymagają koncesji, która jest wydawana przez Radę
Państwa. Jest ona wydawana na okres maksymalnie 75 lat, z możliwością odnawiania w okresach 30letnich. Korzystanie z pozwolenia jest obciążone pewnym ryzykiem, gdyż może ono być odwołane
bez odszkodowania ze względów związanych z obroną narodową, bezpieczeństwem publicznym itp. Z
koncesją związany jest natomiast status obiektu użyteczności publicznej. Wymagane procedury są
jednak znacznie bardziej uciążliwe. Tak duże projekty wymagają dużego stopnia specjalizacji, dlatego
też procedura uzyskiwania koncesji nie jest przedstawiona w tym podręczniku.
9.3.2.1. "Rzeki klasyfikowane"
Istotnym elementem prawodawstwa francuskiego jest wyłączenie z wykorzystania energetycznego
pewnej części sieci rzecznej, sklasyfikowanej przez dekret oparty na ustawie z 16 października 1919,.
Autor projektu powinien więc zacząć od sprawdzenia, czy lokalizacja, którą jest zainteresowany, nie
jest "klasyfikowana".
9.3.2.2. Procedura uzyskania pozwolenia
Według ustawy z 16/10/1919, zarówno koncesja, jak i pozwolenie są udzielane maksymalnie na 75 lat
i mogą być odnawiane. W praktyce okres ten jest na ogół skracany do 30 lat, tak aby przy każdym
odnowieniu pozwolenia producent musiał się podporządkować nowym uregulowaniom prawnym.
Dekret 95-1204 z 6/11/1995 wyszczególnia, jakie dokumenty i informacje należy dołączyć do
dokumentacji wniosku. Przede wszystkim chodzi o:






informację o inwestorze;
dokumentację techniczną i geograficzną projektu;
ocenę oddziaływania na środowisko dla projektów elektrowni o mocy zainstalowanej brutto
powyżej 500 kW; jeśli moc jest mniejsza niż 500 kW wystarczy zwykły "raport o oddziaływaniu";
wnioskowany czas ważności pozwolenia;
informacje ekonomiczne i finansowe;
prawo do użytkowania gruntu.
Dokumentacja wniosku powinna być wysłana do prefekta, który przekazuje ją odpowiedniej Służbie
Policji Wodnej (SPE). SPE studiuje dokumentację i przekazuje ją władzom regionalnym, takim jak:
Regionalna Dyrekcja Przemysłu, Badań Naukowych i Środowiska (Direction Régionale de l’Industrie,
de la Recherche et de l’Environnement, DRIRE), Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiska
(Direction Régionale de l’Environnement, DIREN), Najwyższa Rada d/s Rybołówstwa (Conseil
Supérieur de la Pèche, CSP). Wnioskodawca może być poproszony o dostarczenie dodatkowych
informacji. Po uzyskaniu różnych opinii, SPE przesyła je do prefekta. Jeżeli prefekt akceptuje projekt,
poleca wydanie rozporządzenia o rozpoczęciu konsultacji społecznych.
Po zasięgnięciu opinii Rady Generalnej, merów i wszystkich odnośnych służb, SPE redaguje i
proponuje wydanie pozwolenia na korzystanie z wody. Prefekt podejmuje decyzję końcową. Jeśli jest
ona pozytywna, to podpisuje akt pozwolenia i rozpoczynają się prace na obiekcie. Pod koniec prac
dokonuje się kontroli wyposażenia i wraz z protokołem z kontroli wydawana jest zgoda na jego
użytkowanie.
278
ESHA 2010
9.3.2.3. Podłączenie do sieci
Według ustawy z 10 lutego 2000 i jej aktów wykonawczych, sieć ma obowiązek zakupu
elektryczności wyprodukowanej w elektrowniach OŹE o mocy poniżej 12 MW. Jednakże inwestor
powinien wykazać, że nie może korzystnie sprzedać swojej produkcji innemu klientowi i powinien
zredagować wniosek o przyłączenie do sieci. Dla mocy mniejszych od 10 MW dokonuje się podłączeń
do sieci rozdzielczej (niskiego napięcia). Dla mocy wyższych od 10 MW elektrownia podłączana jest
do sieci przesyłowej (wysokiego napięcia).
Inwestor powinien równolegle uruchomić dwie procedury:


Wniosek o pozwolenie na uruchomienie elektrowni, wysyłany do ministerstwa odpowiedzialnego
za energetykę (rozporządzenie 2000-877 z 7 września 2000).
Wniosek o wydanie certyfikatu o obowiązku zakupu, skierowany do Regionalnej Dyrekcji
Przemysłu, Badań Naukowych i Środowiska (Direction Régionale de l’Industrie, de la Recherche
et de l’Environnement, DRIRE).
9.3.3.
Grecja
Zgodnie z aktualnym prawem greckim, do zbudowania i uruchomienia elektrowni zasilanej z OŹE
wymagane są trzy główne pozwolenia:



Pozwolenie na produkcję energii elektrycznej;
Pozwolenie na budowę elektrowni;
Pozwolenie na eksploatację elektrowni.
Pierwsza jest otrzymywana na poziomie krajowym i stanowi wyraz wstępnego uznania wykonalności
projektu. Na ogół jest dość łatwo udzielana, jeśli nie ma rzeczywistych przeciwwskazań. Najtrudniej
otrzymać pozwolenie na budowę elektrowni. Procedura jest bardzo skomplikowana i dotyczy dużej
liczby organów. Ostatnio (kwiecień 2003) opublikowano nową decyzję Ministerstwa (1726/2003),
dotyczącą uproszczenia i przyspieszenia procedury otrzymywania tego pozwolenia.
Pozwolenie na eksploatację jest udzielane po zakończeniu wszystkich prac budowlanych i poświadcza
z jednej strony, że elektrownia została zbudowana według dwóch poprzednich pozwoleń, a z drugiej
strony, że przedstawiono wyniki wszystkich wymaganych analiz, zgodnie z obowiązującym prawem.
9.3.3.1. Pozwolenie na produkcję energii elektrycznej
Uzyskanie "pozwolenia na produkcję energii elektrycznej" stanowi pierwszy etap uzyskiwania
wszystkich pozwoleń, niezbędnych do zbudowania i uruchomienia instalacji produkującą
elektryczność z OŹE. Pozwolenie to jest wydawane przez Ministerstwo Rozwoju, zgodnie z opinią
Urzędu Regulacji Energii. Do wniosku o to pozwolenie należy załączyć następujące dokumenty:




Ogólna informacja o podmiocie ubiegającym sie o pozwolenie:
pełna nazwa, adres, nazwiska członków zarządu (jeśli są), schemat organizacyjny itd.;
Aktualna sytuacja finansowa, zawierająca bilans i stan przychodów z trzech ostatnich lat;
Plan biznesowy, obejmujący okres co najmniej pięciu lat;
Studium wykonalności projektu.
279
ESHA 2010
9.3.3.2. Pozwolenie na budowę elektrowni
Procedura ubiegania się o to pozwolenie jest najbardziej złożona i długotrwała. W przypadku projektu
OŹE-E wnioskodawca powinien wypełnić wniosek do władz regionalnych. Format tego wniosku jest
ustalony rozporządzeniem ministerialnym 2000/2002. Aby go wypełnić, należy posiadać ważne
pozwolenie na wytwarzanie energii elektrycznej. Do wniosku należy dołączyć dokumenty
towarzyszące, studia, mapy itd.
Pomimo, iż władza regionalna stanowi "jedyne okienko", w którym składa się wniosek o pozwolenie
na budowę, nie znaczy to, że wniosek ten jest rozpatrywany wewnętrznie przez władze regionalne.
Wręcz przeciwnie - przed udzieleniem pozwolenia na budowę instalacji władze regionalne proszą o
opinie liczne inne służby. Wymagana jest także pewna ilość pozwoleń "pośrednich", przed wydaniem
decyzji ostatecznej.
Pozwolenie na budowę małych elektrowni wodnych ma okres ważności 2 lat. W Oznacza to, że
wnioskodawca powinien wykonać prace w tym okresie. Można uzyskać przedłużenie okresu ważności
pozwolenia o dodatkowy rok, pod warunkiem, że wykonano już 70% prac.
Dokumentacja wniosku
Dokumentacja wniosku powinna zawierać:







Zaświadczenie o wyłącznym użytkowaniu lokalizacji;
Opis techniczny;
Ocenę Oddziaływania na Środowisko;
Mapy i fotografie;
Wiążące oświadczenia;
Opis techniczny podłączenia do sieci;
Inne dokumenty uzupełniające.
Władze i ciała doradcze uczestniczące w określaniu oddziaływania na środowisko
W trakcie postępowania dotyczącego pozwolenia na budowę, władze regionalne udzielają "Akceptacji
uzgodnień i warunków środowiskowych", co jest wymogiem niezbędnym dla uzyskania pozwolenia
na budowę elektrowni. Akceptacja ta oparta jest o analizę oddziaływania na środowisko, którą
przedkłada wnioskodawca. Przed wydaniem akceptacji władze regionalne zasięgają opinii pewnej
liczby innych władz i organizacji. Są to: Główny Zarząd Lasów, służby urbanistyczne, konserwator
zabytków prehistorycznych i klasycznych, konserwator zabytków bizantyjskich, konserwator dzieł
sztuki nowoczesnej, władze lotnictwa cywilnego, Sztab Generalny przy Ministerstwie Obrony
Narodowej, Grecka Organizacja Telekomunikacji i Krajowa Organizacja Turystyczna.
Procedura publiczna oceny oddziaływania na środowisko:
Przed udzieleniem "Akceptacji postanowień i warunków środowiskowych", władze regionalne
powinny podać wniosek potencjalnego inwestora OŹE do wiadomości publicznej. W tym celu kopia
dokumentacji wniosku wysyłana jest do odpowiedniej prefektury i do władz miejskich. Władze na
trzech kolejnych poziomach (regionalny, prefekturalny i miejski) umieszczają zawiadomienie o
potencjalnej inwestycji na tablicach ogłoszeniowych i, i proszą o zgłaszanie zastrzeżeń w terminie do
30 dni.
W przypadku pojawienia się sprzeciwów proponowany projekt jest omawiany na spotkaniu w
prefekturze lub radzie miejskiej. Rada przedstawia swoje sugestie i końcowe komentarze władzy
regionalnej, która podejmuje ostateczną decyzję o pozwoleniu środowiskowym dla projektu.
280
ESHA 2010
9.3.3.3. Pozwolenie na eksploatację
Licencja jest udzielana przez władze regionalne po zakończeniu prac budowlanych oraz sprawdzeniu i
zaświadczeniu przez właściwe urzędy zgodności projektu z wszystkimi ustaleniami i warunkami
dotyczącymi budowy i eksploatacji obiektu. Wniosek o pozwolenie na eksploatację jest przedstawiany
z wymaganymi załącznikami
9.3.4.
Irlandia
W Irlandii obowiązują następujące procedury:
9.3.4.1. Pozwolenie na zagospodarowanie
Wniosek o zgodę na zagospodarowanie lokalizacji składa się z formularza aplikacyjnego oraz szeregu
dokumentów, map i planów. Urzędnik odpowiedzialny za zagospodarowanie przestrzenne terenu musi
wziąć pod uwagę wszystkie zalecenia dotyczące energii odnawialnej zawarte w Planie Rozwoju. Plany
Rozwoju są aktualizowane co pięć lat.
Inwestor musi dostarczyć informację o tym, jak inwestycja będzie wpływać na okolicę. Dokonuje się
tego poprzez Oświadczenie o Oddziaływaniu na Środowisko (EIS – Environmental Impact Statement).
Oświadczeni takie jest wymagane także, jeśli inwestycja będzie zlokalizowana na Terenach
Dziedzictwa Narodowego (NHA - National Heritage Area), w rezerwatach (SAC - Special Area of
Conservation), Specjalnej Strefie Chronionej (SPA - Special Protection Area) lub na innych obszarach
specjalnych.
Oświadczenie o Oddziaływaniu na Środowisko (OOŚ) jest określone prawnie przez wydane w roku
1990 przepisy o samorządzie lokalnym w zakresie dotyczącym planowania i rozwoju przestrzennego
(Planning and Development Regulations). Typowe OOŚ zawiera wyniki badania oddziaływania
projektu na wodę, glebę i strukturę geologiczną, jakość powietrza, hałas, florę i faunę, dziedzictwo
kulturowe, pola elektromagnetyczne, wrażenia wizualne, efekty klimatyczne, informacje o
interakcjach miedzy poszczególnymi oddziaływaniami oraz o rozwiązaniach alternatywnych. To OOŚ
zadecyduje, czy aplikacja zostania przyjęta, czy nie. Oświadczenie powinno być czytelne, dokładne i
obejmować wszystkie dziedziny zagospodarowania terenu. Zarówno urzędnik odpowiedzialny za
plany zagospodarowania przestrzennego, jak i urzędnicy z właściwych urzędów mają obowiązek
służyć radą przy przygotowaniu tego dokumentu.
9.3.4.2. Uzgodnienia dotyczące regulacji sieci elektroenergetycznej
Niezbędne jest uzyskanie następujących uzgodnień:
1.
Pozwolenie na budowę. Każdy, kto chciałby zbudować nową elektrownię (lub odbudować już
istniejącą) musi uzyskać Pozwolenie na Budowę zgodnie z paragrafem 16 Prawa o Regulacji Elektryczności (Electricity Regulation Act) z 1999 roku.
2.
Licencja na produkcję energii elektrycznej. Zgodnie z postanowieniami rozdziału 14(1) (a)
Prawa o Regulacji Elektryczności z 1999 roku Komisja ma prawo przyznać lub odmówić
przyznania licencji na wytwarzanie energii elektrycznej.
Istnieje dokładnie opracowana ścieżka aplikacyjna o obydwie licencje dla elektrowni o mocy poniżej 5
MW. Do wydania licencji wystarczy, że projekt spełnia poniższe kryteria,:



nie będzie mieć negatywnego wpływu na moc lub stabilność sieci;
będzie opłacalny finansowo;
przestrzega standardów i norm środowiskowych.
Trzeba jednak nadmienić, że prowadzona jest dyskusja o zwolnieniu małych instalacji z wymogu
uzyskiwania powyższych licencji.
281
ESHA 2010
9.3.4.3. Porozumienia dotyczące ceny zakupu energii (PPA – Power Purchase Agreements)
W celu uzyskania finansowania z banku inwestor musi przedstawić gwarantowanego odbiorcę swojej
energii elektrycznej na określony czas. Obecnie są dwa sposoby spełnienia tego warunku:
1.
Program „Zapotrzebowanie na Energię Alternatywną” (AER - Alternative Energy
Requirement). Jest to konkurs organizowany przez rząd, który przyznaje kontrakty
indywidualnym wytwórcom. Kontrakty te wymagają od publicznych dostawców energii zakupu
energii elektrycznej po stałych cenach na okres 15 lat. Jest znaczna konkurencja przy tego
rodzaju kontraktach i nie ma gwarancji ich uzyskania.
2.
Dostęp przez podmiot niezależny: można podpisać umowę z dostawcą energii elektrycznej,
który zapewni wytwórcy kontrakt na zakup energii elektrycznej przez dostawcę po ustalonej
cenie przez ustalony okres. Rozwiązanie takie może być także względnie konkurencyjne i nie
będzie dużo kosztowniejsze niż rozwiązanie uzyskane w ramach AER.
9.3.5.
Polska 1
9.3.5.1. Budowa elektrowni
Przystąpienie do budowy małej elektrowni wodnej wymaga uzyskania pozwolenia na budowę (patrz .
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 „Prawo Budowlane”, Dz.U. 1994, Nr 89, poz.414 z późniejszymi zmianami). W tym celu w Urzędzie Wojewódzkim należy złożyć stosowny wniosek, opisując w nim planowaną inwestycję poprzez podanie nazwy i rodzaju oraz adresu całego zamierzenia budowlanego,
rodzaju obiektu bądź robót budowlanych, numerów ewidencyjnych działek budowlanych oraz obrębu
ewidencyjnego.
Do wniosku należy dołączyć (rys.9-2):
1. cztery egzemplarze projektu budowlanego wraz z opiniami, uzgodnieniami, pozwoleniami i
innymi dokumentami wymaganymi przepisami szczególnymi oraz aktualnym zaświadczeniem
o uprawnieniach zawodowych projektanta, który sporządził projekt (patrz Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 2 września 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu formy i dokumentacji projektowej, specyfikacji technicznych wykonania i odbioru robót budowlanych
oraz programu funkcjonalno- użytkowego)
2. decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu (patrz Ustawa z dnia 27 marca
2003 o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym , Dz.U. 2003, Nr 80, Poz.717)
3. decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych wraz z ewentualnym postanowieniem w
sprawie uzgodnienia warunków realizacji przedsięwzięcia (patrz Ustawa z dnia 3 października
2008 o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w
ochronie środowiska Dz.U., 2008, Nr 199, poz. 1227)
4. pozwolenie wodnoprawne na wykonanie urządzeń wodnych zgodnie z Ustawą z dnia 18 lipca 2001 „Prawo wodne” (Dz.U., 2001, Nr 115, poz.1229)
5. oświadczenie o posiadanym prawie do dysponowania nieruchomością na cele budowlane;
(prawo do dysponowania nieruchomością na cele budowlane wynika z tytułu: własności,
współwłasności, użytkowania wieczystego, trwałego zarządu, ograniczonego prawa rzeczowego lub stosunku zobowiązaniowego, przewidującego uprawnienie do wykonywania robót i
obiektów budowlanych)
1
Opracowano na podstawie [6] i materiałów Towarzystwa Elektrowni Wodnych
282
ESHA 2010
Rysunek 9-2 Procedura ubiegania się o pozwolenie na budowę MEW
zgodnie ze stanem prawnym obowiązującym w Polsce w pierwszej połowie 2010 r.
283
ESHA 2010
W przypadku wniosku składanego przez osobę prawną konieczny jest aktualny odpis z Rejestru
Przedsiębiorców Krajowego Rejestru Sądowego.
Termin wydania pozwolenia na budowę wynosi maksymalnie 65 dni od dnia złożenia wniosku. Może
się on jednak przedłużyć z przyczyn wskazanych w ustawie „Prawo budowlane” lub wskutek opóźnień spowodowanych z winy wnioskodawcy.
Poniżej opisano zasady postępowania przy przygotowywaniu wniosków o wydanie wymienionych
decyzji oraz opracowywaniu projektu budowlanego.
Rysunek 9-3 Procedura ubiegania się o decyzję
o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu (Polska, pierwsza połowa 2010 r.)
284
ESHA 2010
Rysunek 9-4 Schemat blokowy procesu przygotowywania projektu budowlanego MEW
(Polska, pierwsza połowa 2010 roku)
285
ESHA 2010
Wniosek o wydanie decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych (rys.9-3) składa każdy inwestor
MEW. W przypadku elektrowni wodnych o mocy nie niższej niż 2,5 MW procedura Oceny Oddziaływania na Środowisko (OOŚ) zostanie przeprowadzona obligatoryjnie. Natomiast w elektrowniach
wodnych o mocy niższej niż 2,5 MW, odpowiedni organ, tj. wójt, burmistrz, prezydent miasta, w porozumieniu z Regionalną Dyrekcją Ochrony Środowiska (RDOŚ) i ewentualnie Państwową Inspekcją
Sanitarną dokonuje rozpoznania, czy wydane powinno zostać postanowienie nakładające obowiązek
przeprowadzenia OOŚ, czy też postanowienie o braku takiego obowiązku.
Zgodnie z Ustawą z 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie,
udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U. Nr
199, poz. 1227) OOŚ przeprowadzana jest, gdy przedsięwzięcie wymaga zezwolenia na inwestycję
(budowę) oraz może zawsze znacząco albo potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko. O tym,
która inwestycja może zostać zakwalifikowana do jednej z powyższych kategorii decyduje Rozporządzenie Rady Ministrów z 9 listopada 2004 r. w sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących
znacząco oddziaływać na środowisko oraz szczegółowych uwarunkowań związanych z kwalifikowaniem przedsięwzięcia do sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko (Dz.U. Nr 257, poz.
2573, z późniejszymi zmianami) oraz Dyrektywa Rady Wspólnot Europejskich 97/11/EC z dnia 3
marca 1997 r. poprawiająca dyrektywę 85/337/EEC w sprawie oceny skutków dla środowiska niektórych publicznych i prywatnych przedsięwzięć (zwana Dyrektywą OOŚ). Zgodnie z ww. Rozporządzeniem RM na środowisko mogą oddziaływać znacząco elektrownie wodne o mocy 2,5 MW i wyższej.
Dyrektywa OOŚ wymienia natomiast wszystkie elektrownie wodne, jako instalacje potencjalnie znacząco oddziaływujące na środowisko.
Oceny Oddziaływania na Środowisko dokonuje:
1. organ właściwy do wydania decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych,
2. regionalny dyrektor ochrony środowiska w przypadku przedsięwzięć wymagających pozwolenia na budowę lub w przypadku oddziaływania przedsięwzięcia na obszar Natura 2000
W przypadku decyzji o przeprowadzeniu OOŚ organ właściwy do wydania decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych zobowiązuje wnioskodawcę do przedłożenia raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na zagrożony obszar i określa zakres tego raportu.
Decyzja o uwarunkowaniach środowiskowych jest niezbędna przy ubieganiu się o pozwolenie wodnoprawne na wykonanie urządzenia wodnego oraz korzystanie z wód (patrz Ustawa z dnia 18 lipca
2001 r. "Prawo wodne", Dz.U., 2001, Nr 115, poz. 1229 z późniejszymi. zmianami).
Wniosek o udzielenie pozwolenia wodnoprawnego składa się do właściwego organu administracji samorządowej lub rządowej. Zgodnie z zapisami Prawa Wodnego organem tym jest:
1. starosta powiatowy
2. marszałek województwa (w przypadku konieczności przeprowadzenia OOŚ)
3. Dyrektor Regionalnego Zarządu Gospodarki Wodnej
(w przypadku terenów zamkniętych, np. istniejących obiektów hydrotechnicznych).
Do wniosku wydanie pozwolenia wodnoprawnego należy dołączyć:




operat wodnoprawny,
projekt instrukcji gospodarowania wodą, umożliwiającego zaspokojenie potrzeb wszystkich
użytkowników odnoszących korzyści z urządzenia wodnego
decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, jeżeli na podstawie odrębnych
przepisów jest ona wymagana lub wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego, jeżeli decyzja ta nie jest wymagana i plan taki został sporządzony
opis prowadzenia zamierzonej działalności sporządzony w języku nietechnicznym
286
ESHA 2010
Rysunek 9-5 Procedura ubiegania się o decyzję
o uwarunkowaniach środowiskowych (Polska, pierwsza połowa 2010 r.)
287
ESHA 2010
Z godnie z zapisami Prawa Wodnego operat sporządza się w formie opisowej i graficznej. Część opisowa operatu zawiera (cytat):
1) oznaczenie zakładu ubiegającego się o wydanie pozwolenia, jego siedziby i adresu;
2) wyszczególnienie:
a) celu i zakresu zamierzonego korzystania z wód,
b) rodzaju urządzeń pomiarowych oraz znaków żeglugowych,
c) stanu prawnego nieruchomości usytuowanych w zasięgu oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych do wykonania urządzeń wodnych, z podaniem siedzib i adresów
ich właścicieli,
d) obowiązków ubiegającego się o wydanie pozwolenia w stosunku do osób trzecich;
3) charakterystykę wód objętych pozwoleniem wodnoprawnym;
4) ustalenia wynikające z warunków korzystania z wód regionu wodnego;
5) określenie wpływu gospodarki wodnej zakładu na wody powierzchniowe oraz podziemne;
6) planowany okres rozruchu i sposób postępowania w przypadku rozruchu, zatrzymania działalności bądź wystąpienia awarii lub uszkodzenia urządzeń pomiarowych oraz rozmiar, warunki korzystania z wód i urządzeń wodnych w tych sytuacjach;
7) informację o formach ochrony przyrody utworzonych lub ustanowionych na podstawie ustawy z
dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody, występujących w zasięgu oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych do wykonania urządzeń wodnych.
Część graficzna operatu zawiera (cytat):
1) plan urządzeń wodnych i zasięg oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych
do wykonania urządzeń wodnych, z oznaczeniem nieruchomości wraz z ich powierzchnią, naniesiony na mapę sytuacyjno-wysokościową terenu;
2) zasadnicze przekroje podłużne i poprzeczne urządzeń wodnych oraz koryt wody płynącej w zasięgu oddziaływania tych urządzeń;
3) schemat rozmieszczenia urządzeń pomiarowych oraz znaków żeglugowych;
4) schemat funkcjonalny lub technologiczny urządzeń wodnych
Nie ma ustawowego obowiązku uzgadniania operatu wodnoprawnego z właścicielem wody ani z dyrektorem regionalnego zarządu gospodarki wodnej, ani z właścicielami innych urządzeń wodnych położonych w zasięgu oddziaływania projektowanego urządzenia. Uzgodnienia takie korzystnie jest jednak uzyskać na etapie tworzenia zrębów koncepcji, ponieważ wymienione podmioty są stronami postępowania i z urzędu przysługuje im prawo do zgłaszania uwag do projektu. Pewne sprawy sporne
można rozwiązać za pomocą satysfakcjonujących wszystkie strony zapisów w projekcie instrukcji gospodarowania wodą. Odkładanie uzgodnień do czasu wszczęcia postępowania administracyjnego o
wydanie pozwolenia wodnoprawnego może niepotrzebnie przedłużyć a nawet wstrzymać procedury.
9.3.5.2. Przyłączenie do sieci1
Przyłączenie nowego obiektu do sieci energetycznej może wiązać się z poniesieniem znaczących wydatków. Ich wysokość zależy od wielu czynników - przede wszystkim od stanu technicznego sieci i
węzła przyłączeniowego. Zasady regulowane są taryfami ustalanymi niezależnie przez każdego operatora sieci, lecz wymagającymi akceptacji przez Urząd Regulacji Energetyki (URE). Podmioty przyłączane do sieci dzielą się na kilka grup:
1
Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych warunków
przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci, Dz. Ust. z 2005 r., nr 2,
poz. 6
288
ESHA 2010
I.
Grupa I obejmuje podmioty podłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej
(nie dotyczy MEW)
II.
Grupa II obejmuje podmioty podłączane bezpośrednio do sieci o napięciu 110 kV
III.
Grupa III obejmuje podmioty podłączane bezpośrednio do sieci o napięciu między 1 a 110 kV
IV.
Grupa IV obejmuje podmioty podłączane do sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego większym niż 63 A
V.
Grupa V obejmuje podmioty podłączane do sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego nie większym niż 63 A
VI.
Grupa VI obejmuje podmioty podłączane do sieci poprzez przyłącze tymczasowe
(w zasadzie nie dotyczy MEW)
Opłata przyłączeniowa dla dostawców z grupy OZE-E o mocy do 5 MW wynosi 50 % rzeczywistych
nakładów1. W przypadku dostawców z grupy IV i V typowe ceny w roku 2009 wynosiły
100-110 zł/kW przy przyłączu napowietrznym oraz 130-140 zł/kW przy przyłączu kablowym. W
przypadku linii przyłączeniowej o długości ponad 200 m pobierano dodatkową opłatę w wysokości do
40 zł/m linii.
Zgodnie z zapisami ustawy „Prawo energetyczne” (ustawa z dnia 10 kwietnia 1997, Dz. U. z 1997 r.
Nr 54, poz.348 z późniejszymi zmianami), w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych
bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV sporządza się
ekspertyzę wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, z wyjątkiem
przyłączanych jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW.
Sporządzenie ekspertyzy zapewnia przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub
dystrybucją energii elektrycznej, a jej koszty uwzględnia się odpowiednio w nakładach, o których
mowa była wcześniej.
Precyzyjne określenie opłaty przyłączeniowej następuje w momencie otrzymania warunków przyłączenia do sieci . Inwestor powinien wystąpić o ich uzyskanie do operatora sieci. Warto pamiętać, iż na
etapie składania wniosku o określenie warunków przyłączenia inwestor powinien posiadać dokument
określający tytuł prawny do korzystania z obiektu lub kiedy obiekt nie został jeszcze wybudowany,
prawomocne pozwolenie na budowę bądź zgłoszenie budowy obiektu przyłączanego. W praktyce
możliwe jest jednak uzyskanie warunków przyłączenia do sieci bez przedłożenia niniejszego dokumentu, ale już do zawarcia umowy przyłączeniowej, dokument ten jest niezbędny.
9.3.5.3. Uruchomienie i eksploatacja elektrowni
Zgodnie z zapisami Prawa Energetycznego, wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnych
źródłach energii wymaga posiadania koncesji, bez względu na moc źródła. Koncesje udzielane są
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki wnioskodawcom, którzy:
1) mają siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwa członkowskiego EFTA
2) dysponują środkami finansowymi w wielkości gwarantującej prawidłowe wykonywanie
działalności bądź jest w stanie udokumentować możliwości ich pozyskania;
3) mają możliwości techniczne gwarantujące prawidłowe wykonywanie działalności;
4) zapewnią zatrudnienie osób o właściwych kwalifikacjach zawodowych2,
5) uzyskali decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu.
1
Do końca 2010 r. zasada ta dotyczy wszystkich OZE-E
2
Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy I Polityki Społecznej z dnia 28 kwietnia 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci, Dz. Ust. z roku 2003, nr 89, poz.828 z późniejszymi zmianami
289
ESHA 2010
Prawo energetyczne wskazuje wyraźnie, w jakich okolicznościach należy odmówić wydania koncesji,
i zobowiązuje Prezesa URE do poinformowania Komisji Europejskiej o takiej odmowie.
Koncesji udziela się na czas oznaczony, nie krótszy niż 10 lat i nie dłuższy niż 50 lat, chyba że
przedsiębiorca wnioskuje o udzielenie koncesji na czas krótszy
Wniosek o udzielenie koncesji powinien zawierać w szczególności:
1) oznaczenie wnioskodawcy i jego siedziby lub miejsca zamieszkania, a w razie ustanowienia
pełnomocników do dokonywania czynności prawnych w imieniu przedsiębiorcy
- również ich imiona i nazwiska;
2) określenie przedmiotu oraz zakresu prowadzonej działalności, na którą ma być wydana koncesja;
3) informacje o dotychczasowej działalności wnioskodawcy, w tym sprawozdania finansowe
z ostatnich 3 lat, jeżeli podmiot prowadzi działalność gospodarczą;
4) określenie czasu, na jaki koncesja ma być udzielona,
wraz ze wskazaniem daty rozpoczęcia działalności;
5) określenie środków, jakimi dysponuje podmiot ubiegający się o koncesję,
w celu zapewnienia prawidłowego wykonywania działalności objętej wnioskiem;
6) numer w rejestrze przedsiębiorców albo ewidencji działalności gospodarczej
oraz numer identyfikacji podatkowej (NIP)
Wnioskodawca może ubiegać się najpierw o promesę koncesji, którą stosunkowo łatwiej można
uzyskać (wymaganych jest mniej dokumentów). Pomimo, że promesa koncesji nie daje prawa do
prowadzenia działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, może być dokumentem
ułatwiającym przedsiębiorstwu uzyskanie finansowania planowanej inwestycji, a także uzyskanie w
przyszłości koncesji, ponieważ na etapie wnioskowania o promesę, przedsiębiorca musi zgromadzić
określone dokumenty. Ponadto w okresie ważności promesy nie można odmówić udzielenia koncesji
na działalność określoną w promesie, chyba że uległ zmianie stan faktyczny lub prawny podany we
wniosku o wydanie promesy. Dostawcy o mocy przyłączeniowej nie przekraczającej 5 MW (MEW) są
zwolnieni z opłaty koncesyjnej.
Elektrownia, która uzyskała koncesję może rozpocząć pracę, gdy lokalny operator sieci sprawdzi
urządzenia i zaplombuje liczniki energii.
9.3.6.
Portugalia
Poniżej przytoczono, w charakterze przykładu, schemat blokowy portugalskich procedur
administracyjnych. Na schemacie tym pokazane główne etapy postępowania administracyjnego
pozwalającego na eksploatację MEW i na niezależną produkcję energii elektrycznej (produkcja w
trybie specjalnym). Schemat ten uwzględnia uzyskanie czterech podstawowych zezwoleń:
 Pozwolenie na budowę obiektów hydrotechnicznych,
 Licencji na elektrownię wodną,
 Prawa do korzystania z wody,
 Pozwolenia na eksploatację urządzeń.
Tytułem informacji uwzględniono tu podatki i gwarancje związane z procesem inwestycyjnym
z wyjątkiem tych dotyczących Dyrekcji Generalnej Energii, gdzie koszty są o wiele niższe.
Schemat nie dotyczy przypadku projektu MEW w strefie, gdzie czynniki środowiskowe są szczególnie
ważne (na przykład sieć Natura 2000). Co więcej, uważa się tu, że koszty oceny oddziaływania na
środowisko nie są do pogodzenia z relatywnie niskimi budżetami MEW o mocy poniżej 1 MW. Na
schemacie procedur prośba skierowana do Dyrekcji Generalnej Energetyki (DGE) o punkt
przyłączenia została pokazana już po uzyskaniu zgody Ministerstwa Środowiska, pomimo tego, że
taka szczególna sytuacja nie została przewidziana przez prawo.
290
DZIAŁANIA ZWIĄZANE
Z OCHRONĄ ŚRODOWISKA
DZIAŁANIA PROJEKTOWOADMINISTRACYJNE
Studia
wstępne
Studium
Wykonalności
Technicznej
i Ekonomicznej
oraz Oddziaływania
na Środowisko
ESHA 2010
DZIAŁANIA ZWIĄZANE
Z PRODUKCJĄ ENERGII
Wniosek o warunki
przyłączenia do sieci (DGE)
Wniosek o prawo
do korzystania z wody
EVTE (podatek 1500 €) +
Ocena Oddziaływania na Środowisko
(podatek 400 €) +
Warunki przyłączenia do sieci (DGE)
Konsultacje społeczne
(prowadzone przez
Radę Miejską)
Podatek 250 €
Warunki przyłączenia
do sieci
Deklaracja korzystnego
oddziaływaniu
na środowisko
Deklaracja
interesu publicznego
(Ministerstwo Gospodarki
i Ministerstwo Środowiska)
Publikacja w Rządowym
Dzienniku Urzędowym
Obwieszczenie: najpóźniej
160 dni po rozpoczęciu
postępowania
Wniosek
o pozwolenie na budowę
(w terminie 12 miesięcy)
Analiza projektu:
bezpieczeństwo
zapory;
Generalna
Dyrekcja Lasów
Projekt
instalacji elektrycznych
Projekt
infrastruktury hydrotechnicznej
Przyznanie
punktu przyłączenia
Gwarancja wykonania
(5 % oczekiwanych
kosztów inwestycji)
Licencja
na elektrownię
Gwarancja usunięcia
szkód ekologicznych
(2 % nakładów inwestycyjnych
w ciągu 2 lat)
Pozwolenie
na eksploatację
(po kontroli DGE)
Pozwolenie na budowę
(najpóźniej 100 dni
po wniosku)
Budowa
Inspekcja,
2 wizyty
(250 €/wizyta)
Inspekcja,
kontrola doroczna
(250 €/wizyta)
Pozwolenie
na korzystanie z wody
(najpóźniej 45 dni
po inspekcji)
EKSPLOATACJA
Rysunek 9-6 Schemat blokowy portugalskich procedur administracyjnych
291
9.3.7.
ESHA 2010
Szwajcaria
Jak każde państwo federalne, Szwajcaria ma swoje prawa krajowe. Prawa te różnią się w zależności
od kantonu. Niemniej jednak procedury są podobne i obowiązuje pewna liczba praw federalnych:

Prawo o ochronie wód1: (przepływy nienaruszalne)

Prawo energetyczne2: (dostęp do sieci i warunki sprzedaży energii)

Prawo o korzystaniu z energii hydraulicznej3: (przyznawanie koncesji)
Są to główne prawa, które ustalają reguły prawne Szwajcarii w sprawach elektrowni wodnych, a w
szczególności MEW.
Przyznawanie koncesji może pozostawać w kompetencjach kantonalnych (na przykład kanton Vaud
(Wodezja)), komunalnych (przypadek Valais (Wallis)) lub obywatelskich (kilka kantonów). Nie
istnieje wymóg koncesji na poziomie federalnym. Z drugiej strony państwo sprawuje nadzór nad
wielkimi elektrowniami.
Elektrownie użytkujące wodę pitną i ścieki nie potrzebują koncesji. Zazwyczaj wystarcza zwykłe
pozwolenie od władz kantonu. Nie jest to jednak systematycznie stosowana zasada.
Typową procedurę omówiono w rozdziale 7 dokumentu „Przewodnik inwestora małej elektrowni
wodnej" (Guide pratique pour la réalisation de petites centrales hydrauliques), dostępnego na stronie
Szwajcarskiego Urzędu Federalnego Energetyki,
http://www.bfe.admin.ch/kleinwasserkraft/03834/04170/index.html?lang=en.
Ogólny przegląd aktualnych systemów prawnych, których sektor małych hydroelektrowni musi
przestrzegać na poziomie europejskim przedstawiono w Załączniku A.
1
Loi fédérale du 24 janvier 1991 sur la protection des eaux, http://www.admin.ch/ch/f/rs/c814_20.html
Loi du 26 juin 1998 sur l’énergie (LEne), http://www.admin.ch/ch/f/rs/c730_0.html
3
Loi fédérale du 22 décembre 1916 sur l’utilisation des forces hydrauliques (LFH),
http://www.admin.ch/ch/f/rs/c721_80.html
2
292
ESHA 2010
BIBLIOGRAFIA
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
i
P. Punys, C. Söderberg, T. Söderlund, A. Wänn, Strategic Study for the Development of Small
Hydro Power (SHP) in the European Union, ESHA/SERO/LHA, Brussels, 2007
Energy for the future: renewable sources of energy. White Paper for a Community Strategy and
Dyrektywa 2000/60/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2000 r. ustanawiająca ramy wspólnotowego działania w dziedzinie polityki wodnej. Dziennik Urzędowy
UE, L 327/1, 22.12.2000
Dyrektywa 2009/147/WE z 30 listopada 2009 w sprawie ochrony dzikiego ptactwa, stanowiąca
wersję skonsolidowaną wcześniejszej dyrektywy EWG 79/409/EWG z 2 kwietnia 1979 o ochronie dziko żyjących ptaków, Dziennik Urzędowy UE, 30 listopada 2009, L20/7,
Dyrektywa 92/43/EWG w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz dzikiej fauny i flory,
Dziennik Urzędowy UE, 1992 L 206/7, p.102-143
K. Witkowski, A. Filipkowski, M.J. Gromiec, Obliczanie przepływu nienaruszalnego.
Poradnik. IMGW, Warszawa, 2008
M. Noskowiak, Małe elektrownie wodne . Jak odpowiednio przygotować się do realizacji inwestycji, Management & Consulting Group Sp. z o. o., 2010
Francis Armand (ADEME), Gema San Bruno (ESHA), Maria Laguna (ESHA), Celso Penche (ESHA),
Katarzyna Trojanowska (TEW), Janusz .Steller (IMP PAN)
293
ESHA 2010
ZAŁĄCZNIK 9A:
SEKTOR MAŁEJ ENERGETYKI WODNEJ
NA WEWNĘTRZNYM RYNKU ENERGETYCZNYM UE
WPROWADZENIE
Europejski sektor elektroenergetyczny odchodzi od stosowania praktyk monopolistycznych w produkcji energii na rzecz gospodarki rynkowej, w której to klient ma możliwość wyboru dostawcy energii. Dzieje się tak już w większości krajów członkowskich , a wkrótce proces ten obejmie wszystkie
kraje wspólnoty. Odchodzimy od stosowania złożonych schematów regulujących produkcję i
dystrybucję energii na rzecz większego zaufania do mechanizmów rynkowych. Jednym z zasadniczych elementów nowej strategii rynkowej jest zapewnienie, że restrukturyzowany rynek energetyczny
zostanie ukierunkowany w stronę czystych źródeł energii, co jest zgodne z interesem społecznym.
Naukowcy zajmujący się badaniami klimatu, w zdecydowanej większości są zgodni, że gazy cieplarniane są odpowiedzialne za zmiany klimatyczne i znacząco przyczyniają się do dewastacji środowiska
naturalnego, co w konsekwencji przyniesie olbrzymie szkody dla całej ludzkości. Ponadto UE musi
wypełnić zobowiązania wynikające z podpisania protokołu z Kioto [1] i poprawić bezpieczeństwo
dostaw energii z różnych źródeł, wykorzystując w tym celu własne źródła energii odnawialnej dla
zmniejszenia zależności od paliw importowanych [2].
W tym nowym kontekście, pozycja rynkowa małej energetyki wodnej w Unii Europejskiej istotnie
zależy od obowiązujących w Unii dyrektyw ramowych, a w szczególności od dyrektyw następujących:
Dyrektywa 2001/77/WE o promocji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, [3] nazywana "Dyrektywą OZE-E". Dyrektywa ta ustala ramy prawne dla zastosowania mechanizmów
promocji energii elektrycznej z OZE w państwach członkowskich Wspólnoty dla osiągnięcia
ambitnego celu podwojenia do roku 2010 udziału OZE w całkowitym zużyciu energii elektrycznej w UE. Data wprowadzenia w życie tej dyrektywy to październik 2003 r., natomiast
dla nowych Państw Członkowskich, 1 maja 2004 r. Dyrektywa obowiązuje do roku 2012.
Dyrektywa 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii
ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz
2003/30/WE [4]. Dyrektywa określa ramy prawne, w jakich ma być osiągnięty założony
wcześniej cel, polegający na 20-procentowym udziale energii ze źródeł odnawialnych w
całkowitym zużyciu energii i 10-procentowym udziale energii ze źródeł odnawialnych w
energii zużywanej w transporcie. Podobnie, jak w przypadku Dyrektywy OZE-E ustala ona
cele wskaźnikowe dla poszczególnych Państw Członkowskich. Sposób osiągania tego celu (w
tym udział odnawialnych źródeł energii w bilansie energii elektrycznej) leży w kompetencji
poszczególnych krajów członkowskich, które zostały zobowiązane do przedstawienia swoich
planów działania w roku 2010.
Dyrektywy 2003/54/WE i 2009/72/WE dotyczące wspólnych zasad rynku wewnętrznego
energii elektrycznej [5,6]. Dyrektywy te nazywane są niekiedy "Dyrektywami o Elektryczności". Dyrektywa 2009/72/WE zastępuje wcześniejszą dyrektywę 2003/54/WE i określa, między innymi, zasady związane z organizacją i funkcjonowaniem sektora elektroenergetycznego,
dostępem do rynku energii i działaniem systemu elektroenergetycznego.
Pewne znaczenie dla rozwoju małej energetyki wodnej mają też liczne dokumenty unijne zmierzające
do redukcji emisji gazów cieplarnianych (zwłaszcza CO2) [7÷10], chociaż znacznie bardziej istotne są
akty ograniczające możliwości energetycznego zagospodarowania cieków wodnych. Wśród tych
ostatnich wymienić należy zwłaszcza Ramową Dyrektywę Wodną [11] oraz dyrektywy związane z
programem Natura 2000 [12,13], regulacje dotyczące ochrony poszczególnych gatunków ichtiofauny
(np. węgorzy) itp.
309
ESHA 2010
W dziedzinie obowiązujących powyższych aktów prawnych, można wyróżnić trzy aspekty odnoszące
się w szczególności do sektora małej energetyki wodnej MEW, tj. (I) ustalone cele indykatywne i
trudności z ich osiągnięciem, (II) struktura taryfikacyjna i obowiązujące mechanizmy wsparcia oraz
ich efektywność, (III) ciągle istniejące bariery mimo nowych aktów prawnych, bardziej sprzyjających
MEW.
A1. CELE
Dyrektywa OZE-E określiła cele wskaźnikowe udziału OZE w całkowitej konsumpcji energii elektrycznej do 2010 roku dla każdego z krajów członkowskich. Jednakże dyrektywa nie daje żadnych
wskazań, co do procentowego udziału poszczególnych OZE w bilansie ogólnym kraju, pozostawiając
tą decyzje każdemu z Państw Członkowskich. W tabeli A.1 przedstawiono cele wskaźnikowe dla
poszczególnych krajów wspólnoty, ustalone przez Dyrektywę oraz Traktaty Akcesyjne podpisane
przez nowych członków Unii. Cele te zestawiono w tabeli A1, wskazując zarazem stan wyjściowy z
roku 1995 dla krajów "Starej Unii" (UE-15) i z roku 1997 dla krajów, które przystąpiły do Unii w roku
2003, a także stan osiągnięty w roku 2007. Jak widać ze statystyki, różne kraje europejskie bardzo
różnie radzą sobie z realizacją przyjętych zobowiązań, a osiągnięcie globalnego celu wskaźnikowego
w roku 2010 stoi dziś pod znakiem zapytania.
W chwili pisania niniejszego tekstu wiadomo, że osiągnięcie 14000 MW mocy zainstalowanej w
obiektach MEW, jaką założono w Białej Księdze Strategii Wspólnoty i Planie Działania krajów UE15 [14], będzie trudne nawet siłami 27 Państw Członkowskich. Osiągnięcie siłami poszerzonej Unii
produkcji energii elektrycznej MEW zaplanowanej dla UE-15 w wysokości 55 TWh rocznie należy
uznać za mało prawdopodobne (rysunek A1).
Również w wielu nowych krajach członkowskich przyrost mocy zainstalowanej w MEW okazał się
niższy od przewidywanego. W Polsce należy oczekiwać, że moc ta w roku 2010 nie przekroczy 280
MW, co jest wartością niższą nie tylko od celu 420 MW, założonego w roku 2000 przez Ministerstwo
Środowiska w Strategii Rozwoju Energetyki Odnawialnej [15], ale również od 300 MW wskazywanych w przewidywaniach Towarzystwa Elektrowni Wodnych z 2004 roku1.
Informacje dostarczone przez krajowe stowarzyszenia MEW wskazują, że opóźnienia w rozwoju
hydroenergetyki w ostatnich latach nie wynikają w większości przypadków z przyczyn
ekonomicznych, ale są skutkiem istniejących barier administracyjnych i środowiskowych. Chociaż
przyjęcie odpowiednich finansowych mechanizmów wsparcia MEW [16÷18] stało się koniecznością,
to w żadnym razie nie doprowadziło do oczekiwanej stymulacji jej rozwoju. Jeżeli życzeniem Komisji
Europejskiej jest stworzenie spójnej polityki rozwoju MEW, to wśród priorytetów jej działania musi
pojawić się usunięcie barier administracyjnych i środowiskowych, które dziś skutecznie blokują
rozwój MEW.
Jak wspomniano wcześniej, na rok 2020 Unia Europejska sformułowała globalny cel wskaźnikowy w
postaci 20-procentowego udziału energii wytworzonej w OZE (tabela A2), nie formułując jednak
założeń dotyczących wkładu poszczególnych sektorów energetycznych w jego osiągnięcie.
Opracowanie planów działania prowadzących do osiągnięcia celów wskaźnikowych przypisanych
poszczególnym krajom członkowskim pozostawiono ich administracjom rządowym. Do połowy 2010
roku tylko niektóre kraje przedłożyły swoje plany do Komisji Europejskiej. Przyjęte założenia są
bardzo zróżnicowane.
1
Ankieta projektu TNSPH (Sieć Tematyczna MEW), Gdańsk/Bruksela, 2004 (materiały niepublikowane)
310
ESHA 2010
Tabela A-1 Udział energii OZE-E w końcowym zużyciu energii elektrycznej
wg dyrektywy 2001/77WE i danych EUROSTATu za rok 2007 [19]
Kraj
członkowski
Produkcja
1997 (95)
Produkcja
2007
TWh
TWh
Austria
39,05
41,9
Belgia
0,86
Bułgaria
Czechy
Udział
1997 (95)
2010 (cel)
%
%
70
59,8
78,1
4,0
1,1
4,2
6,0
6,0
2,9
1,7
7,5
11,0
2,36
3,4
3,8
4,7
8,0
Cypr
0,002
0,0
0,05
0,0
6,0
Dania
3,21
11,1
8,7
29,0
29,0
Estonia
0,02
0,1
0,2
1,5
5,1
19,03
24,4
24,7
26,0
31,5
66
68,3
15
13,3
21,0
3,94
4,6
8,6
6,8
20,1
Hiszpania
37,15
59,4
19,9
20,0
29,4
Holandia
3,45
9,1
3,5
7,6
9,0
Irlandia
0,84
2,8
3,6
9,3
13,2
Litwa
0,33
0,6
3,3
4,6
7,0
Luksemburg
0,14
0,3
2,1
3,7
5,7
Łotwa
2,76
2,8
42,4
36,4
49,3
Malta
0
Finlandia
Francja
Grecja
%
Udział
2007
0
5,0
Niemcy
24,91
93,8
4,5
15,1
12,5
Polska
2,35
5,4
1,6
3,5
7,5
Portugalia
14,3
16,5
38,5
30,1
39,0
Rumunia
14,9
16,0
28,0
26,9
33,0
Słowacja
5,09
5,0
17,9
16,6
31,0
Słowenia
3,66
3,4
29,9
22,1
33,6
Szwecja
72,03
78,2
49,1
52,1
60,0
Węgry
0,22
2,0
0,7
4,6
3,6
Wielka Brytania
7,04
20,4
1,7
5,1
10,0
Włochy
46,46
49,2
16,0
13,7
25,0
UE-27
372,0
220,3
13,2
15,6
21,0
311
ESHA 2010
Tabela A-2 Udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto
wg dyrektywy 2009/28/WE i danych EUROSTATu za rok 2007 [19]
Kraj członkowski
Produkcja 2007
Udział 2007
2020 (cel)
Mtoe
%
%
Austria
8,0
23,78
34
Belgia
1,8
3,13
13
Bułgaria
1,0
4,73
16
Czechy
2,2
4,72
13
Cypr
0,1
2,43
13
Dania
3,6
17,35
30
Estonia
0,6
9,91
25
Finlandia
8,5
22,63
38
Francja
19,0
7,01
23
Grecja
1,7
5,02
18
Hiszpania
10,3
7,01
20
Holandia
3,0
3,58
14
Irlandia
0,5
2,93
16
Litwa
0,8
8,87
23
Luksemburg
0,1
2,51
11
Łotwa
1,4
29,65
40
0,00
10
Malta
Niemcy
28,1
8,28
18
Polska
5,0
5,09
15
Portugalia
4,6
17,65
31
Rumunia
4,8
11,86
24
Słowenia
0,7
10,00
25
Słowacja
1,0
5,49
14
Szwecja
15,6
30,93
49
Węgry
1,4
5,26
13
Wielka Brytania
4,6
2,10
15
Włochy
12,7
6,92
17
EU-27
141
7,8
20
312
ESHA 2010
STAN I PRZEWIDYWANY WZROST MOCY ZAINSTALOWANEJ W MEW
Status & Development of SHP Capacity
20000
16000
MW
12000
8000
4000
0
2000
2002
2004
2006
prognoza
prognoza
EU-15 Forecast
prognoza
EU-27 Forecast
prognoza
EU-15
EU-27
prognoza
EU-12 Forecast
prognoza
2008
2010
Księgi
EU-15 Cel
WPBiałej
Target
EU-12
STAN IStatus
PRZEWIDYWANY
WZROST PRODUKCJI
ENERGII W MEW
& Development
of SHP Energy
60000
50000
GWh
40000
30000
20000
10000
0
2000
EU-15
EU-27
EU-12 Forecast
prognoza
2002
2004
2006
prognoza
EU-15 Forecast
EU-27 Forecast
prognoza
2008
2010
EU-15 WP
Target
Cel Białej
Księgi
EU-12
Rysunek A-1 Wzrost mocy zainstalowanej i produkcji energii elektrycznej
w małych elektrowniach wodnych na terenie Unii Europejskiej w latach 2000-2010 [18]
313
ESHA 2010
Według polskiego projektu Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych,
opublikowanego w czerwcu 2010 roku przez Ministerstwo Gospodarki, w roku 2020 pona d 19,4 %
produkcji energii elektrycznej powinno pochodzić ze źródeł odnawialnych. W tym samym
dokumencie przyjęto za „Polityką energetyczną Polski do roku 2030”, że w latach 2010-2020 przyrost
mocy zainstalowanej w małych elektrowniach wodnych wyniesie 175 MW. W opinii specjalistów
Towarzystwa Elektrowni Wodnych jest to założenie całkowicie nierealne. W dziesięcioleciu 19952005 przyrost ten wyniósł około 70 MW - od tego czasu obserwuje się spadek przyrostów rocznych.
A2. KONSTRUKCJA TARYFIKATORÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ
I MECHANIZMY WSPARCIA DLA OZE
Promocja źródeł odnawialnych, nakierowana na wzrost ich udziału w całkowitym bilansie energetycznym, w szczególności poprzez zapewnienie efektywnych i odpowiednich narzędzi wsparcia stanowi
podstawę dla osiągnięcia celów polityki energetycznej UE, tj. bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw
energii i paliw, konkurencyjności i ochrony środowiska. Wsparcie OZE jest konieczne również ze
względu na wypełnienie zobowiązań wynikających z podpisania protokołu z Kioto. Konieczność
wprowadzania mechanizmów wsparcia OZE wynika głównie z dwóch przyczyn:
Koszty. Największą wadą OZE jest obecnie fakt, że w ramach istniejących regulacji prawnych,
nieuwzględniających internalizacji kosztów zewnętrznych1 produkcji energii, koszty wyprodukowania tzw. „zielonej energii” są zdecydowanie wyższe od odpowiadających im kosztów produkcji
energii ze źródeł konwencjonalnych. Wiadomo też powszechnie, że producenci tzw. „czarnej energii” ze źródeł konwencjonalnych nie tylko nie ponoszą żadnych opłat z tytułu obciążeń dla
środowiska, ale są często silnie subsydiowani. Badania przeprowadzone dla UE w ramach projektu
ExternE wykazały, że koszty energii elektrycznej wyprodukowanej w UE z surowców nieodnawialnych, takich, jak węgiel czy ropa naftowa, wzrosłyby średnio dwukrotnie, gdyby zawierały
opłaty zewnętrzne związane z szkodliwością dla środowiska oraz zdrowia. W rezultacie energia
elektryczna wytwarzana przez OZE nie może być rynkowo konkurencyjna w stosunku do energii
pochodzącej ze źródeł konwencjonalnych. W konsekwencji należy stwierdzić, iż dla prawidłowego
rozwoju branży związanej z produkcją energii ze źródeł odnawialnych wymagane są dwa istotne
elementy: (I) mechanizm wsparcia cen, który umożliwi producentom „zielonej energii” wejście na
rynek i uzyskiwanie stosownych zysków, (II) stabilny system regulacji rynku, który pozbawi
wchodzącego na rynek inwestora obaw, że mechanizm wsparcia produkcji „zielonej energii” ulegnie zmianom prowadzącym do braku opłacalności produkcji.
Infrastruktura. Przed producentami „zielonej energii” stoi wiele istotnych wyzwań, takich jak
zagadnienia projektowe czy przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Przyszłość OZE-E w dużej
mierze zależy od połączenia dwóch czynników: cen i wsparcia politycznego. Likwidacja
subsydiów dla energetyki konwencjonalnej oraz internalizacja kosztów zewnętrznych mogą
potrwać bardzo długo. Problem kosztów zewnętrznych mógłby zostać skorygowany przez UE
poprzez np. wprowadzenie „podatku węglowego”, przynajmniej w odniesieniu do paliw
kopalnych. Według Hiszpańskiego Stowarzyszenie Producentów Energii ze Źródeł Odnawialnych
APPA (La Asociación de Productores de Energías Renovables), koszty zewnętrzne energetyki
konwencjonalnej powinny być traktowane, jako wartość odniesienia przy określaniu kwot
kompensujących dla małym elektrowniom wodnym korzyści środowiskowe i społeczne.
Państwa Członkowskie wspierają OZE na różne sposoby - poprzez programy badawczo-rozwojowe,
system ulg podatkowych, ceny gwarantowane na zakup energii elektrycznej, wsparcie inwestycyjne
itp. Komisją Europejska od ponad dekady wspiera programy badawczo-rozwojowe związane z OZE w
ramach różnych Ramowych Programów Badawczo-Rozwojowych (obecnie w ramach 7 Prog ramu
Ramowego). Niezależnie od tego, dzięki Białej Księdze [14] i specjalnym dyrektywom, UE wdraża
instrumenty zabezpieczające wsparcie inwestycji związanych z OZE. Jest oczywiste, że bez
1
Internalizacja kosztów zewnętrznych - jest procesem zmuszającym sprawcę do włączenia w swój rachunek ekonomiczny kosztów przez siebie spowodowanych
314
ESHA 2010
ustalonych ram taryfowych, które gwarantowałyby przewidywalne zyski inwestycyjne z
wykorzystania technologii OZE, cele wskaźnikowe zapisane wspomnianych we wyżej aktach
prawnych okazałyby się całkowicie nierealne. Dyrektywa OZE-E określa źródła energii
odnawialnych, jako źródła energii nieoparte o paliwa kopalne. Energetyka wodna, jako źródło takiej
energii, w pierwotnej propozycji dyrektywy OZE-E, została ograniczona do 10 MW mocy
zainstalowanej. Ograniczenie to jednak usunięto z ostatecznej wersji projektu dyrektywy.
Niektóre państwa Wspólnoty, takie jak Hiszpania, stosują mechanizm cen gwarantowanych dla energii
elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach o mocy zainstalowanej od 10 do 50 MW, wprowadzając
zasadę obniżenia ceny gwarantowanej wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej.
Inne Państwa Członkowskie zwiększają wsparcie dla mniejszych elektrowni wodnych poprzez
zmniejszanie wartości ceny gwarantowanej wraz ze wzrostem produkcji. Przykładem jest Austria,
gdzie w latach 2002-2009 przy sprzedaży pierwszej GWh wyprodukowanej w nowej elektrowni
wodnej obowiązywała cena 5,96 €ct/kWh, przy sprzedaży następnych trzech GWh - 4,58 €ct/kWh, a
po przekroczeniu 24 GWh cena ta spadała do 3,31 €ct/kWh. Powyższe zasady zostały
zagwarantowane inwestorom na 13 lat. W roku 2009 weszła w życie nowa ustawa, zgodnie z którą
nowe elektrownie wodne mogą liczyć na jednorazowe wsparcie, zależne od mocy w sposób
następujący:
MEW o mocy zainstalowanej do 500 kW – maksymalna pomoc inwestycyjna
w wysokości 30 % nakładów, ale nie więcej niż 1500 €/kW
MEW o mocy zainstalowanej 2000 kW – maksymalna pomoc inwestycyjna
MEW o mocy zainstalowanej 10000 kW – maksymalna pomoc inwestycyjna
Wsparcie dla elektrowni o mocach pośrednich liczone są metodą interpolacji liniowej. Dotacja do
ceny energii jest stała i w roku 2009 wynosiła 2 €ct/kWh.
Strona podaży
System taryf gwarantowanych
Bodźce podatkowe
System zakupów obowiązkowych
i zielonych certyfikatów
Systemy przetargowe
(bodźce podatkowe)
(subsydia)
Subsydia inwestycyjne
System zakupów obowiązkowych
Strona popytu
Kompletny taryfikator cen stosowany w różnych krajach UE dla małej energetyki wodnej jest
przedstawiony w rozdziale 8. Dyrektywa 2003/54/WE Komisji Europejskiej określająca wspólne
zasady dla rynku energii elektrycznej podkreśla priorytetowy charakter elektrowni wykorzystujących
odnawialne źródła energii.
Podstawa: produkcja energii
(bodźce podatkowe)
Podstawa: moc zainstalowana
Źródło: Polityka rozwoju energetyki opartej o OZE w krajach Unii Europejskiej,
Arkusze sprawozdawcze Krajów Członkowskich 2003, ECN *20]
Rysunek A-2 Instrumenty polityki wsparcia OZE
315
ESHA 2010
Tabela A-3 Mechanizmy wsparcia MEW w państwach UE-15 [16÷18]
Państwo
członkowskie
Instrumenty wsparcia
Austria
System taryf gwarantowanych oraz subsydiów inwestycyjnych: a) elektrownie istniejące,
te które otrzymały pozwolenia na produkcję energii przed 01.01.2003, tym obecnie
eksploatowane, są objęte dofinansowaniem w systemie taryf gwarantowanych zależnych
od produkcji przez okres 10 lat, b) elektrownie oddane do eksploatacji w latach 20032009 są objęte dofinansowaniem w systemie taryf gwarantowanych zależnych od
produkcji przez okres 13 lat, c) elektrownie uruchomione po roku 2009 objęte są
systemem taryf gwarantowanych niezależnych od produkcji oraz subsydiów
inwestycyjnych zależnych od mocy zainstalowanej
Belgia
Walonia – system zielonych certyfikatów od 01.10.2002.
Flandria - system zielonych certyfikatów od 01.01.2003.
Dania
System taryf gwarantowanych,
Grecja
Hiszpania
Producenci energii elektrycznej z OZE o mocy do 50 MW mogą wybierać między
systemem taryf gwarantowanych, a cenami rynkowymi z premiami. Taryfy i premie są
ustalane, jako procent standardowej ceny referencyjnej “Tarifa Media de Referencia”
(TMR) ogłaszanej corocznie przez administrację rządową. W przypadku taryf
gwarantowanych procent ten zależy od wieku elektrowni (90 % dla elektrowni w wieku
poniżej 25lat i 80 % dla elektrowni starszych). Oprócz tego dostępne są pożyczki
niskooprocentowane.
Holandia
(w latach 2003-2006 obowiązywały premie dla nowych elektrowni)
Finlandia
Nordycki rynek energii plus ceny premiowane
Francja
System taryf gwarantowanych. Wysokość dopłat dla MEW jest uzależniona od mocy
elektrowni i od sezonu (zima/lato). Cena składa się z trzech składników: taryfy
referencyjnej, premii dla małych elektrowni wodnych (< 3 MW) i premii za jakość
dostaw (patrz rozdział 8)
Irlandia
Luksemburg
System taryf gwarantowanych. Premia gwarantowana przez okres 10 lat.
Niemcy
Portugalia
Szwecja
System zielonych certyfikatów uruchomiony 01.05.2003
Wielka Brytania
Ceny rynkowe energii (NETA) oraz system certyfikatów ROC (Renewable Energy
Obligation Certificate) dostępny dla elektrowni wodnych nie przekraczających mocy
zainstalowanej 20 MW, wybudowanych po 1990 r, lub starszych, poddanych
rewitalizacji polegającej na wymianie wirników turbin i układów sterowania.
Zwolnienie z podatku klimatycznego.
316
ESHA 2010
Tabela A-3 Mechanizmy wsparcia MEW w państwach UE-15 (c.d.)
Państwo
Członkowskie
Włochy
Elektrownie o mocy poniżej 1 MW mają prawo do minimalnej taryfy gwarantowanej
zależnej od produkcji. Elektrownie o mocy między 1 MW, a 10 MW, sprzedają swoją
energię po cenach ustalonych dla stref godzinowych. Elektrownie o mocy powyżej 10
MW sprzedają energię po cenach rynkowych.
Wszystkie nowe i zmodernizowane elektrownie, zakwalifikowane do OZE-E, mają
prawo do zielonych certyfikatów w liczbie proporcjonalnej do ich produkcji energii (1
certyfikat za 1 MWh). Wsparcie to trwa od 12 do 15 lat, zależnie od przepisów
obowiązujących w okresie rozruchu (tzn. elektrownie uruchomione w roku 2008 i
później mają prawo do 15 lat wsparcia, zaś elektrownie które rozpoczęły produkcję w
roku 2006 - do 12 lat)
Elektrownie o mocy mniejszej od 1 MW mogą przez pierwsze 3 lata zrezygnować z
systemu certyfikatów na rzecz pełnych taryf dotowanych (cena energii elektrycznej +
wsparcie
Tabela A-4 Mechanizmy wsparcia MEW w nowoprzyjętych państwach członkowskich UE [16÷18]
Państwa
członkowskie
Bułgaria
Połączenie systemów taryf gwarantowanych,
obligacji oraz bodźców podatkowych
Cypr
System grantowy promujący OZE (od lutego 2004) finansowany
poprzez system podatków od konsumpcji energii w wysokości 0,22 Euro/kWh
Czechy
System taryf gwarantowanych (od 2002) wspieranych przez granty inwestycyjne ,
Rewizja oraz ulepszenie systemu dopłat taryf nastąpiło w lutym 2005.
Estonia
System taryf gwarantowanych w połączeniu z systemem obligacji
Węgry
System taryf gwarantowanych (od stycznia 2003) w połączeniu z systemem obligacji
i grantów inwestycyjnych,,
Łotwa
System obligacji w połączeniu z systemem taryf gwarantowanych,
Litwa
Stosunkowo skromne taryfy gwarantowane wraz z obowiązkiem zakupu energii. Dobre
warunki przyłączenia do sieci. Gwarancje cen do 31 grudnia 2020 roku. Zamknięcie
elektrowni jądrowej w Ignalinie wpłynie na ceny i konkurencyjność OZE. Są plany
wprowadzenia systemu zielonych certyfikatów w latach 2010-2021.
Malta
Brak danych
Polska
System zielonych certyfikatów. Niektóre rodzaje OZE mogą liczyć na subsydia z
Funduszu Ochrony Środowiska, lecz z reguły nie dotyczy to MEW
Rumunia
Subsydia oraz system taryf gwarantowanych,
Słowacja
Programy wspierające OZE w tym system taryf gwarantowanych i bodźców podatkowych
Słowenia
System taryf gwarantowanych oraz długoterminowe umowy na zakup zielonej energii,
opodatkowana emisja CO2 oraz wsparcie inwestycji związanych z OZE ze środków
publicznych
317
ESHA 2010
Instrumenty polityczne, stosowane w różnych krajach członkowskich Wspólnoty oparte są na dwóch
głównych zasadach. Jak pokazuje rysunek A2, instrumenty te oddziaływują zarówno na podaż jak i na
popyt rynku zielonej energii, koncentrują się zarówno na wsparciu produkcji energii elektrycznej jak i
wzroście mocy zainstalowanej w elektrowniach wykorzystujących odnawialne źródłach energii.
W obrębie tej kategoryzacji występują zasadniczo trzy główne instrumenty wsparcia energetyki
odnawialnej. Te instrumenty to: (I) system taryf gwarantowanych, (II) zakupy obowiązkowe w
połączeniu z systemem zielonych certyfikatów, (III) tzw. „czyste” procedury przetargowe na dostawy
energii elektrycznej z OZE. Oprócz trzech głównych instrumentów wsparcia, możliwe są mechanizmy
dodatkowe, takie jak subsydia inwestycyjne czy bodźce podatkowe.
Systemy taryf gwarantowanych istnieją w większości Państw Członkowskich. Charakterystyczną
cechą tych systemów jest cena o określonej wysokości, zazwyczaj ustalona na okres kilku lat, którą
spółki branży energetycznej, zazwyczaj dystrybutorzy, są zobowiązane płacić na rzecz krajowych producentów „zielonej” energii elektrycznej. Koszty dodatkowe tych systemów ponoszą dostawcy, w
określonej proporcji do wolumenu sprzedawanej przez siebie energii elektrycznej, oraz są one przenoszone na konsumentów energii elektrycznej w postaci dopłaty do ceny detalicznej za kWh. Systemy
te są korzystne ze względu na bezpieczeństwo inwestycji, możliwość przeprowadzania operacji
dostrajających oraz promocji technologii średnio- oraz długoterminowych. Z drugiej strony, harmonizacja tych systemów na szczeblu UE jest trudna, gdyż mogą one zostać zakwestionowane w świetle
zasad rynku wewnętrznego oraz wiążą się z ryzykiem przeinwestowania, jeżeli krzywa przyswajania
każdej technologii energii elektrycznej z OZE nie ma postaci funkcji malejącej w czasie. Wariantem
systemu cen gwarantowanych jest mechanizm dopłaty gwarantowanej realizowany obecnie w Danii
oraz częściowo w Hiszpanii. W ramach tego systemu rząd określa premię środowiskową o stałej
wysokości wypłacaną producentom energii z OZE niezależnie od normalnej ceny energii elektrycznej
lub ceny energii elektrycznej na rynku natychmiastowym.
W ramach systemu zielonych certyfikatów, funkcjonującego obecnie w Szwecji, w Wielkiej Brytanii,
we Włoszech, w Belgii oraz w Polsce, energia elektryczna z OZE jest sprzedawana po cenach
obowiązujących na rynku energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł konwencjonalnych. Celem sfinansowania dodatkowych kosztów produkcji zielonej energii elektrycznej, i zapewnienia wytwarzania
pożądanych jej rodzajów, wszyscy konsumenci (lub w niektórych krajach –finalni dostawcy energii)
są zobowiązani do zakupu określonej liczby „zielonych certyfikatów” od producentów energii elektrycznej z OZE w określonej proporcji do ich całkowitego zużycia/produkcji energii elektrycznej.
Wpływy z kar i opłat zastępczych uiszczanych w przypadku niezastosowania się do przepisów lub
braku dostatecznej liczby certyfikatów na rynku są przekazywane bądź na cele badań, rozwoju i demonstracji technologii OZE, bądź do budżetu centralnego. Ponieważ dostawcy/konsumenci pragną
kupować certyfikaty po jak najniższych cenach, rozwija się rynek wtórny, na którym producenci energii elektrycznej z OZE konkurują ze sobą o możliwość sprzedaży „zielonych certyfikatów”. Dlatego
„zielone certyfikaty” stanowią instrumenty rynkowe, które mają teoretyczny potencjał - o ile
funkcjonują w sposób prawidłowy - zapewnienia inwestycji o optymalnej wartości. Systemy te
mogłyby funkcjonować prawidłowo w ramach jednolitego rynku europejskiego i teoretycznie
powodować zmniejszenie ryzyko przeinwestowania. Jednakże „zielone certyfikaty” mogą wiązać się
ze zwiększonym ryzykiem dla inwestorów, i nie sprzyjają ponadto rozwojowi technologii
długoterminowych, które charakteryzują się w chwili obecnej wysokimi kosztami. Systemy te
powodują również zwiększone koszty administracyjne.
Czyste procedury przetargowe obowiązywały uprzednio w dwóch Państwach Członkowskich (Irlandii oraz Francji), jednak Francja zastąpiła niedawno swój system systemem taryf gwarantowanych
połączonym z systemem przetargowym. System taryf gwarantowanych wprowadziła również Irlandia.
W ramach procedury przetargowej państwo ogłasza serię przetargów na dostawę energii elektrycznej z
OZE, która jest następnie dostarczana na podstawie kontraktu po cenach uzgodnionych w ramach procedury przetargowej. Koszty dodatkowe związane z zakupem energii elektrycznej z OZE są przenoszone na konsumentów energii elektrycznej w postaci opłaty wyrównawczej. Chociaż teoretycznie systemy przetargowe wykorzystują w sposób optymalny mechanizmy rynkowe, mają one charakter
318
ESHA 2010
nieciągły, nie sprzyjający stabilizacji warunków. Systemy tego rodzaju wiążą się ponadto z ryzykiem,
że przyjmowanie niskich ofert przetargowych może skutkować niewykonaniem projektów.
Systemy oparte wyłącznie na bodźcach podatkowych są stosowane na Malcie i w Finlandii. W
większości krajów (np. na Cyprze, w Wielkiej Brytanii oraz Republice Czeskiej) są one wykorzystywane jako instrumenty dodatkowe realizowane w ramach ogólnej polityki.
Subsydia inwestycyjne – instytucje rządowe oferują subsydia na inwestycje związane z
technologią OZE, w przeważającej większości w określonym procencie całości inwestycji, Ten
rodzaj wsparcia pozwala pokonać bariery finansowe związane z wysokimi kosztami rozpoczęcia
inwestycji i jest powszechnie stosowany przy inwestycjach w mniej ekonomicznie opłacalne
technologie OZE. W nowych krajach członkowskich pomoc ta może być przejściowo (do roku
2013) dostępna między innymi ze środków Europejskiego Funduszu Spójności1.
W czasie, w którym była tworzona wersja robocza dyrektywy OZE-E, Komisja Europejska wspierała
wprowadzenie systemu, spopularyzowanego w tamtym okresie przez program NEFO (Wielka
Brytania), jednak ostatecznie pozostawiono państwom Wspólnoty wolny wybór mechanizmów
wspierania odnawialnych źródeł energii. Dlatego też dyrektywa nie określa, który z mechanizmów
zabezpieczających rozwój OZE jest najkorzystniejszy, a Państwa Członkowskie rozwijają własne
zróżnicowane mechanizmy dla stymulowania rozwoju OZE [16÷18].
W opracowanych przez ESHA tabelach A3 i A4 pokazano aktualnie stosowane systemy wsparcia w
różnych Państwach Członkowskich. Wynikające z tych systemów ceny zakupu energii przedstawiono
szczegółowo w rozdziale 8.
Zmiany, do jakich może dojść w systemach wsparcia w najbliższych latach mogą być związane z
wdrożeniem krajowych planów działania w ramach nowej dyrektywy OZE [4]. Wprowadzenie
wspólnego mechanizmu wsparcia dla cen energii elektrycznej z OZE może być trudne z uwagi na
różne doświadczenia poszczególnych Państw Członkowskich.
A3. BARIERY
Podstawowe bariery ograniczające rozwój OZE w Unii Europejskie są natury prawno- administracyjnej. Chodzi przede wszystkim o uzyskanie pozwolenia na budowę nowej elektrowni wodnej. Jest to
mocno podkreślone przez ESHA, występującej w imieniu wielu organizacji zrzeszających producentów z MEW.
Procedury administracyjne związane z działalnością OZE różnią się znacząco w poszczególnych krajach Wspólnoty, regionach czy też projektach inwestycyjnych. Artykuły 4-6 Dyrektywy OZE-E zawierają podstawowe zasady obowiązujące w tym zakresie, dotyczą w szczególności zasad wydawania
zezwoleń na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej, które to muszą być obiektywne i nie dyskryminujące. Przeprowadzona w ramach projektu SHERPA2 ankietyzacja ujawniła, że procedury administracyjne trwają od 12 miesięcy w Austrii (najlepszy scenariusz) do 12 lat w Portugalii. W większości
nowych państw członkowskich Unii średni czas oczekiwania na pozwolenie jest znacznie krótszy niż
w starych Państwach Członkowskich. Ważniejsze jest jednak, że w większości Państw Członkowskich
udzielono w ostatnich latach jedynie kilkadziesiąt pozwoleń na budowę MEW. Bez sprawnej proce1
2
W Polsce środki te udostępniane w ramach Działania 9.4 Programu Operacyjnego "Infrastruktura i
Środowisko". Sprawy te r eguluje Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 3 lutego 2009 r. w sprawie
udzielania pomocy publicznej w zakresie budowy lub rozbudowy jednostek wytwarzających energię elektryczną lub ciepło z odnawialnych źródeł energii (Dz.U. Nr 21 poz. 112). W chwili pisania tego tekstu budżet
działania jest jednak już niewielki, a środki przeznaczone na MEW było bardzo trudno uzyskać, gdyż system
kryteriów nie preferował obiektów wielozadaniowych, do jakich często należy infrastruktura małych elektrowni wodnych.
Small Hydro Energy Efficient Promotion Campaign Action – projekt Unii Europejskiej koordynowany
przez ESHA w latach 2006-2008 w ramach programu Inteligentna Energia dla Europy
319
ESHA 2010
dury wydawania pozwoleń nie jest możliwy jakikolwiek rozwój OZE (w tym MEW) i narzędzia
wspierające sprzedaż zielonej energii stają się bezużyteczne nie tylko w procesie promocji MEW, ale
także dla osiągnięcia zamierzonych celów wskaźnikowych.
Dyrektywa OZE-E wskazała, że dla osiągnięcia postępu w tej dziedzinie konieczny jest wysiłek związany z promocją OZE i zobowiązała wszystkie Państwa Członkowskie do :
Kontroli (przeglądu) istniejących przepisów, projektowych i administracyjnych, którym potencjalny producent energii z OZE musi sprostać oraz określenia, jakie działania mogą być ewentualnie podjęte, aby zmniejszyć istniejące bariery dla zwiększenia produkcji energii z OZE.
Wśród działań tych wymieniono:
Ustalenie jednego punktu przyjęć dla wniosków o niezbędne zezwolenia,
Zapewnienie koordynacji pomiędzy działaniami różnych służb administracyjnych
związanych z OZE, skutkujące ustanowieniem rozsądnych czasowo terminów
przyznawania pozwoleń,
Ustanowienie tzw. „szybkiej ścieżki” procedur planowania dla producentów z OZE,
Tam, gdzie jest to możliwe - rozważenie ustanowienia mechanizmów, według których brak
decyzji ze strony odpowiednich organów administracyjnych w sprawie złożonego wniosku
o pozwolenie w określonym termie będzie równoznaczny z przyznaniem tego pozwolenia,
Przygotowanie wytycznych do planowania projektów OZE,
Identyfikację na poziomie kraju, regionu lub gminy możliwych do wykorzystania
lokalizacji pod projekty OZE,
Powiększanie mocy zainstalowanej w OZE,
Wprowadzenie do programów szkoleniowych kadr odpowiedzialnych za wydawanie
pozwoleń tematu odpowiedzialności cywilnej.
Opublikowanie raportu na temat działalności promującej OZE, z wnioskami na temat działań,
jakie zostaną podjęte nie później niż dwa lata po wejściu w życie zapisów Dyrektywy w danym
kraju Wspólnoty. Komisja Europejska, na podstawie zgromadzonych raportów krajowych,
przedstawi raport całościowy dotyczący doświadczeń poszczególnych Członków Wspólnoty,
podkreślający rozwiązania najbardziej udane z punktu widzenia zastosowań praktycznych,
Dyrektywa 2009/72/WE [6], zwana Dyrektywą o Energii Elektrycznej i stanowiąca zaktualizowaną
wersję wcześniejszych dyrektywy 2003/54/WE [5] ustala wspólne zasady dla unijnego rynku
energii, proponuje również wprowadzenie pewnych środków kontroli dla przestrzegania tych zasad. W
szczególności:
W preambule Dyrektywy stwierdza się, że:
Procedury udzielania zezwoleń nie powinny prowadzić do obciążeń administracyjnych
nieproporcjonalnych do wielkości i potencjalnego oddziaływania producentów energii
elektrycznej. Nadmiernie powolne procedury wydawania zezwoleń mogą stanowić barierę
dla dostępu nowych podmiotów wchodzących na rynek.
Prawie wszystkie Państwa Członkowskie wybrały przejrzystą procedurę udzielania
zezwoleń, jako sposób zapewnienia konkurencji na rynku wytwarzania energii elektrycznej.
Państwa Członkowskie powinny jednakże zapewnić możliwość zwiększenia bezpieczeństwa
dostaw poprzez uruchomienie procedur przetargowych lub procedur równoważnych w
przypadku, gdy wystarczająca zdolność wytwórcza energii elektrycznej nie zostanie
zbudowana na podstawie procedur udzielania zezwoleń. Ze względu na ochronę
środowiska i promowanie nowych technologii Państwa Członkowskie powinny mieć
możliwość ogłaszania przetargów na nowe zdolności na podstawie opublikowanych
kryteriów. Takie nowe zdolności obejmują między innymi energię elektryczną z
odnawialnych źródeł energii i skojarzoną produkcję ciepła i elektryczności.
320
ESHA 2010
Artykuł 3 dotyczący zobowiązań państwa oraz ochrony konsumenta wskazuje, iż:
Państwa Członkowskie, opierając się na swojej strukturze organizacyjnej i z należytym
uwzględnieniem zasady pomocniczości, zapewniają, aby — bez uszczerbku dla ust. 2 —
przedsiębiorstwa energetyczne działały zgodnie z zasadami niniejszej dyrektywy, mając na
celu stworzenie konkurencyjnego, bezpiecznego i zrównoważonego pod względem
środowiskowym rynku energii elektrycznej, oraz nie dyskryminują tych przedsiębiorstw w
odniesieniu do ich praw lub obowiązków.
W pełni uwzględniając odpowiednie postanowienia Traktatu, w szczególności jego art. 86,
Państwa Członkowskie mogą w ogólnym interesie gospodarczym nałożyć na
przedsiębiorstwa działające w sektorze elektroenergetycznym obowiązki użyteczności
publicznej, które mogą odnosić się do bezpieczeństwa, w tym również do bezpieczeństwa
dostaw, regularności, jakości i ceny dostaw, a także ochrony środowiska, w tym również do
efektywności energetycznej, energii ze źródeł odnawialnych i ochrony klimatu. Takie
obowiązki muszą być jasno określone, przejrzyste, niedyskryminacyjne, weryfikowalne i
gwarantować wspólnotowym przedsiębiorstwom energetycznym równość dostępu do
konsumentów krajowych. W odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw, efektywności
energetycznej /zarządzania popytem i realizacji celów ochrony środowiska oraz celów
dotyczących energii ze źródeł odnawialnych, o których mowa w niniejszym ustępie,
Państwa
Członkowskie
mogą
wprowadzić
konieczność
realizacji
planów
długoterminowych, uwzględniając przy tym fakt, że o dostęp do systemu mogą się ubiegać
strony trzecie.
Państwa Członkowskie zapewniają, aby na rachunkach lub wraz z rachunkami, a także w
materiałach promocyjnych udostępnianych odbiorcom końcowym dostawcy energii
elektrycznej dokładnie określali:
udział każdego źródła energii w ogólnym koszyku paliw dostawcy w poprzednim roku
w sposób zrozumiały i łatwo porównywalny na poziomie krajowym;
co najmniej odesłanie do istniejących źródeł informacji, takich jak strony internetowe,
zawierających publicznie dostępne informacje dotyczące oddziaływania na
środowisko, co najmniej pod względem emisji CO2 i odpadów radioaktywnych
powstałych przy produkcji energii elektrycznej z ogólnego koszyka paliw
wykorzystanych przez dostawcę w poprzednim roku;
Państwa Członkowskie wdrażają środki umożliwiające osiągnięcie celów spójności
społecznej i gospodarczej oraz ochrony środowiska — co obejmuje środki w zakresie
efektywności energetycznej/zarządzania popytem i środki przeciwdziałające zmianom
klimatu — oraz, w stosownych przypadkach, bezpieczeństwa dostaw. Środki te mogą
obejmować w szczególności odpowiednie zachęty ekonomiczne — w stosownych
przypadkach z zastosowaniem wszystkich istniejących narzędzi krajowych i wspólnotowych
— w celu utrzymywania i budowy niezbędnej infrastruktury sieciowej, w tym również
zdolności połączeń wzajemnych
Wdrażając niniejszą dyrektywę, Państwa Członkowskie informują Komisję o wszystkich
środkach przyjętych w celu spełniania obowiązku usługi powszechnej i obowiązku
użyteczności publicznej, w tym również ochrony konsumentów i ochrony środowiska, a
także o ich możliwym wpływie na konkurencję krajową i międzynarodową oraz o tym, czy
takie środki wymagają odstępstwa od niniejszej dyrektywy. Państwa Członkowskie
powiadamiają następnie Komisję co dwa lata o wszelkich zmianach takich środków
niezależnie od tego, czy wymagają one odstępstwa od niniejszej dyrektywy, czy też nie.
Artykuł 7 dotyczący procedury udzielania pozwoleń na instalację nowej mocy podkreśla, że:
Procedury i kryteria udzielania zezwoleń podawane są do wiadomości publicznej.
Wnioskodawcy są informowani o przyczynach każdej odmowy przyznania zezwolenia.
321
ESHA 2010
Przyczyny te muszą być obiektywne, niedyskryminacyjne, uzasadnione i należycie
umotywowane. Wnioskodawca ma możliwość skorzystania z procedur odwoławczych.
Artykuł 8 dotyczący przetargów na instalację nowej mocy stwierdza, że:
Państwa Członkowskie mogą, w interesie ochrony środowiska i promowania nowych
technologii będących na wczesnych etapach rozwoju, zapewnić możliwość przetargów na nowe
zdolności na podstawie opublikowanych kryteriów. Taki przetarg może się odnosić do nowej
zdolności lub do środków związanych z efektywnością energetyczną / zarządzaniem popytem.
Procedura przetargowa może być jednak uruchamiana jedynie w przypadku gdy — na
podstawie procedur udzielania zezwoleń — zdolności wytwórcze, które mają być budowane, lub
środki związane z efektywnością energetyczną / zarządzaniem popytem, które mają być podjęte,
są niewystarczające, aby osiągnąć te cele.
PRZYŁĄCZENIE I DOSTĘP DO SIECI
Za wyjątkiem systemów wydzielonych, elektrownia nie może funkcjonować bez przyłączenia do sieci.
Sprawa ta ma niekiedy znaczenie krytyczne dla rozwoju OZE-E. Przykładem jest Polska, gdzie
według sprawozdania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) [21] w samym roku 2009 r .
operator systemu dystrybucyjnego ENERGA Operator SA, działający na terenie Zachodniego
Oddziału Terenowego URE w Poznaniu, odmówił z powodów technicznych przyłączenia do sieci
dystrybucyjnej 292 farm wiatrowych na ogólną moc ok. 1 398,4 MW oraz 12 biogazowni na ogólną
moc ok. 15,8 MW. Przegląd sytuacji w całej Unii Europejskiej przedstawiono na rysunku A3.
Rysunek A-3 Procent projektów OZE-E, przy których odnotowano problemy
z przyłączeniem do sieci1
Specyfikacja warunków przyłączenia do sieci może także zniechęcać do rozwoju MEW i/lub wpływać
na ekonomiczny sens przedsięwzięcia. Przedsiębiorstwa dystrybucyjne stawiające nadmierne
wymagania dotyczące warunków przyłączenia do sieci (np. umieszczenie punktu przyłączenia daleko
od elektrowni) w dużej mierze wpływają na wykonalność przedsięwzięcia. Jednakże przedsiębiorstwa
dystrybucyjne powinny gwarantować we wszystkich przypadkach określony poziom jakości swoich
usług i wymagać od niezależnego producenta spełnienia pewnej ilości warunków umożliwiających
uzyskanie pozwolenia na przyłączenie do sieci.
Dyrektywa OZE-E postanawia w artykule 7, że "bez uszczerbku dla utrzymania, pewności i
bezpieczeństwa sieci, kraje członkowskie podejmą środki niezbędne do tego, aby operatorzy sieci
1
"Promotion and growth of renewable energy sources and systems" Final Report, Ecofys et al. p67 (za [17])
322
ESHA 2010
przesyłowych i dystrybucyjnych obecni na ich terenie zapewnili przesył i dystrybucję elektryczności
wyprodukowanej z odnawialnych źródeł energii.” Ma to szczególne znaczenie dla obiektów OZE,
które są zwykle niewielkie i ekonomicznie podatne na zakłócenia w dostawach energii elektrycznej.
Przedsiębiorstwa energetyczne „mogą także przewidzieć preferencyjny dostęp do sieci dla
elektryczności wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych. O ile krajowy system elektroenergetyczny
dopuszcza takie rozwiązanie, przy rozmieszczaniu instalacji produkcyjnych, podmioty gospodarcze w
systemie przesyłowym przyznają pierwszeństwo instalacjom produkcyjnym wykorzystującym
odnawialne źródła energii”. Dyrektywa wymaga, aby Kraje Członkowskie poleciły operatorom sieci
przesyłowych i dystrybucyjnych sporządzić i opublikować standardowe reguły postępowania
dotyczące ponoszenia kosztów adaptacji technicznych, takich jak przyłączenie do sieci i jej
wzmocnienie, niezbędnych do wprowadzenia do sieci energii od nowych producentów,
wytwarzających energię z odnawialnych źródeł energii, a nawet do całkowicie lub częściowo pokryć
koszty przyłączenia i wzmocnienia sieci1. Ustalenie, kto będzie musiał zapłacić za te inwestycje
konsolidujące sieć, może mieć wpływ na ogólne tempo rozwoju OZE-E. Należy tu zaznaczyć, że
Dyrektywa 2009/72/WE przewiduje w artykule 5 i 23, że Kraje Członkowskie lub wyznaczeni przez
nie operatorzy sieci przesyłowych muszą zapewnić utworzenie obiektywnych i nikogo nie
dyskryminujących zasad technicznych i wymagań ruchowych dotyczących przyłączenia producentów
do sieci przesyłowej i ich publikację.
Celem zapewnienia konkurencyjności rynku podjęto dodatkowe kroki zmierzające do rozdzielenia
funkcji operatora systemu przesyłowego od wytwarzania energii elektrycznej. W szczególności w
preambule, przy opisie korzyści na rynku wewnętrznym, stwierdza się, co następuje:
Wolności, jakie Traktat gwarantuje obywatelom Unii — miedzy innymi, swobodny przepływ towarów, swoboda przedsiębiorczości oraz prawo do swobodnego świadczenia usług — są możliwe do osiągnięcia jedynie w warunkach w pełni otwartego rynku, który umożliwia wszystkim
konsumentom swobodny wybór dostawców, a wszystkim dostawcom — swobodną realizację dostaw dla odbiorców.
Istnieją jednak obecnie we Wspólnocie przeszkody w sprzedaży energii elektrycznej na równych
warunkach oraz bez dyskryminacji lub niekorzystnych warunków. W szczególności nie we
wszystkich Państwach Członkowskich istnieje już niedyskryminacyjny dostęp do sieci oraz równie skuteczny nadzór regulacyjny
Dobrze funkcjonujący rynek wewnętrzny energii elektrycznej powinien dostarczać producentom
właściwych zachęt do inwestowania w nowe moce wytwórcze, w tym również z odnawialnych
źródeł energii, ze szczególnym uwzględnieniem krajów i regionów najbardziej oddalonych na
wspólnotowym rynku energii
W komunikacie Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r., zatytułowanym „Polityka energetyczna dla
Europy”, zwrócono uwagę na znaczenie dokończenia budowy rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz stworzenia równych warunków działania dla wszystkich przedsiębiorstw energetycznych mających siedzibę we Wspólnocie. Komunikaty Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r. zatytułowane „Perspektywy rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu” oraz „Dochodzenie
w ramach art. 17 rozporządzenia (WE) nr 1/2003 w odniesieniu do europejskich sektorów gazu
i energii elektrycznej (raport końcowy)” wykazały, że obecne zasady i środki nie zapewniają
niezbędnych ram dla osiągnięcia celu, jakim jest właściwie funkcjonujący rynek wewnętrzny.
Bez skutecznego oddzielenia sieci od działalności w zakresie wytwarzania i dostaw („skuteczny
rozdział”) istnieje nieodłączne ryzyko dyskryminacji nie tylko w zakresie eksploatacji sieci, ale
także w zakresie środków zachęcających przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo do dokonywania stosownych inwestycji w swoje sieci.
1
W Polsce sprawy te reguluje Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w
sprawie szczegółowych warunków przyłączenie podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci, Dz.U. nr2, poz.6, a także taryfy poszczególnych operatorów, zatwierdzane przez Urząd Regulacji Energetyki.
323
ESHA 2010
Zasady dotyczące rozdziału prawnego i funkcjonalnego przewidziane w dyrektywie 2003/54/WE
nie doprowadziły jednak do skutecznego wydzielenia operatorów systemów przesyłowych. Na
posiedzeniu w dniach 8 i 9 marca 2007 r. Rada Europejska wezwała w związku z tym Komisję
do opracowania wniosków legislacyjnych w zakresie „skutecznego oddzielenia działalności w
zakresie dostaw i wytwarzania od eksploatacji sieci”
Skuteczny rozdział może zostać zapewniony jedynie poprzez wyeliminowanie środków zachęcających przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo do stosowania dyskryminacji wobec konkurentów w odniesieniu do dostępu do sieci oraz w zakresie inwestycji. Rozdział własności — który
należy rozumieć jako wyznaczenie właściciela sieci na operatora systemu i zachowanie jego
niezależności od wszelkich interesów związanych z dostawami i produkcją — jest wyraźnie skutecznym i stabilnym sposobem na rozwiązanie nieodłącznego konfliktu interesów oraz zapewnienie bezpieczeństwa dostaw. Z tej przyczyny Parlament Europejski w swojej rezolucji z dnia
10 lipca 2007 r. w sprawie perspektyw rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu(- wiązał
do rozdziału własności na poziomie przesyłu jako najskuteczniejszego narzędzia promowania
inwestycji w infrastrukturę w niedyskryminacyjny sposób, sprawiedliwego dostępu do sieci dla
nowych podmiotów oraz przejrzystego rynku
Niedyskryminacyjny dostęp do sieci dystrybucyjnej decyduje o dostępie dostawcy do odbiorców
na poziomie detalicznym. Możliwości stosowania dyskryminacji w zakresie dostępu osób trzecich oraz inwestycji są jednak mniejsze na poziomie dystrybucji niż na poziomie przesyłu, gdzie
ograniczenia i wpływ interesów związanych z wytwarzaniem lub dostawami są zazwyczaj mniejsze niż na poziomie dystrybucji. Ponadto wymóg rozdziału prawnego i funkcjonalnego operatorów systemów dystrybucyjnych zaczął obowiązywać, zgodnie z dyrektywą 2003/54/WE, dopiero
od dnia 1 lipca 2007 r., zaś jego wpływ na rynek wewnętrzny energii elektrycznej w dalszym
ciągu wymaga oceny. Obowiązujące obecnie zasady dotyczące rozdziału prawnego i funkcjonalnego mogą doprowadzić do skutecznego rozdziału, pod warunkiem że będą wyraźniej określone, właściwie wdrażane i ściśle monitorowane. W celu stworzenia równych warunków działania na poziomie detalicznym należy monitorować działalność operatorów systemu dystrybucyjnego, zapobiegając tym samym wykorzystywaniu przez nich swojej integracji pionowej w odniesieniu do ich pozycji konkurencyjnej na rynku, zwłaszcza w stosunku do odbiorców będących
gospodarstwami domowymi oraz małych odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi.
Aby uniknąć nakładania nieproporcjonalnie dużych obciążeń finansowych i administracyjnych
na małych operatorów systemów dystrybucyjnych, Państwa Członkowskie powinny móc, w razie
konieczności, zwolnić przedsiębiorstwa, których to dotyczy, ze spełniania prawnych wymogów
rozdziału dystrybucji
Dyrektywa podkreśla także, że:
(...) równowaga podaży i popytu w poszczególnych Państwach Członkowskich powinna być monitorowana, a w następstwie tego monitoringu powinno zostać sporządzone sprawozdanie o sytuacji na poziomie Wspólnoty, przy uwzględnieniu zdolności połączeń wzajemnych między poszczególnymi obszarami. Taki monitoring powinien być przeprowadzony wystarczająco wcześnie, aby umożliwić podjęcie
właściwych środków w razie naruszenia bezpieczeństwa dostaw. Budowa oraz utrzymywanie niezbędnej infrastruktury sieciowej, łącznie ze zdolnością połączeń wzajemnych, powinny przyczyniać się do
zapewnienia stabilnych dostaw energii elektrycznej. Utrzymywanie oraz budowa niezbędnej infrastruktury sieciowej, łącznie ze zdolnością połączeń wzajemnych i zdecentralizowanym wytwarzaniem
energii elektrycznej, są istotnymi elementami w zakresie zapewniania stabilnych dostaw energii elektrycznej
Liczne artykuły tej dyrektywy dotyczą bezpośrednio dostępu do i nowo instalowanej mocy.
Artykuł 5 (o zaleceniach technicznych) stwierdza, że:
Organy regulacyjne — w przypadku, gdy Państwa Członkowskie tak postanowiły — lub Państwa Członkowskie, zapewniają określenie kryteriów bezpieczeństwa technicznego, a także
opracowanie i podanie do wiadomości publicznej zasad technicznych ustanawiających minimalne wymagania techniczno-projektowe i eksploatacyjne przyłączania do systemu instalacji
324
ESHA 2010
wytwarzających energię, systemów dystrybucyjnych, przyłączonych bezpośrednio urządzeń należących do odbiorców, obwodów połączeń wzajemnych i linii bezpośrednich. Te zasady techniczne zapewniają interoperacyjność systemów oraz są obiektywne i niedyskryminacyjne. W
stosownych przypadkach Agencja1 może wydać stosowne zalecenia dotyczące osiągania zgodności tych zasad. O zasadach tych powiadamia się Komisję zgodnie z art. 8 dyr ektywy
98/34/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 22 czerwca 1998 r. ustanawiającej procedurę udzielania informacji w zakresie norm i przepisów technicznych oraz zasad dotyczących
usług społeczeństwa informacyjnego
Artykuł 7
(dotyczący procedur udzielania pozwoleń dla nowych mocy instalowanych) stwierdza, że:
Państwa Członkowskie określają kryteria udzielania zezwoleń na budowę zdolności wytwórczych na swoim terytorium. Określając odpowiednie kryteria, Państwa Członkowskie biorą pod
uwagę:
a)
bezpieczeństwo i ochronę systemu elektroenergetycznego, instalacji i związanych z
nimi urządzeń;
b) ochronę zdrowia i bezpieczeństwa publicznego;
c) ochronę środowiska;
d) zagospodarowanie terenu i warunki lokalizacji;
e) wykorzystanie terenów publicznych;
f) efektywność energetyczną;
g) charakter źródeł energii pierwotnej;
h) szczególne cechy wnioskodawcy, takie jak możliwości techniczne, ekonomiczne i finansowe;
i) zgodność ze środkami przyjętymi zgodnie z art. 3;
j) wkład zdolności wytwórczych w realizację ogólnego celu Wspólnoty zakładającego co
najmniej 20 % udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii
brutto we Wspólnocie w 2020 r., o którym mowa w art. 3 ust. 1 dyrektywy Parlamentu
Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania
stosowania energii ze źródeł odnawialnych
Artykuł 25 (odnoszący się do zadań operatora systemu dystrybucyjnego)
bardzo jasno precyzuje:
Państwo Członkowskie może wymagać od operatora systemu dystrybucyjnego, aby dysponując
instalacjami wytwarzającymi energię elektryczną, przyznawał pierwszeństwo tym instalacjom,
które wykorzystują odnawialne źródła energii lub odpady, lub tym, które produkują energię
cieplną w skojarzeniu z energią elektryczną
W przypadku, gdy operator systemu dystrybucyjnego jest odpowiedzialny za bilansowanie systemu dystrybucyjnego, zasady przyjęte przez niego w tym celu są obiektywne, przejrzyste, niedyskryminacyjne oraz obejmują zasady dotyczące opłat od użytkowników ich sieci za niezbilansowanie energii. Warunki świadczenia takich usług przez operatorów systemu dystrybucyjnego, w
tym również zasady i taryfy, ustanawiane są zgodnie z art. 37 ust. 6 w sposób niedyskryminacyjny i odzwierciedlający koszty oraz są publikowane.
Dyrektywa 2009/72/WE weszła w życie we wrześniu 2009 r. Państwa Członkowskie mają obowiązek
wprowadzić w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do jej
wykonywania dyrektywy do dnia 3 marca 2011 r., kiedy to przestanie obowiązywać dyrektywa
1
Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Agency for the Cooperation of Energy Regulators)
ustanowiona na mocy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009. Agencja ta
przejmie w roku 2011 zadania realizowane dotąd na zasadzie dobrowolności przez Europejski Zespół
Regulatorów Elektroenergetyki i Gazownictwa ERGEG (European Regulators’ Group for Electricity and Gas)
325
ESHA 2010
2003/54/WE. Komisja Europejska została zobowiązana do monitorowania i przeglądu stosowania
dyrektywy oraz przedstawiania Parlamentowi Europejskiemu i Radzie ogólne sprawozdanie z
postępów wynikających z jej wdrożenia. Sprawozdanie to powinno obejmować między innymi
następujące informacje:
zdobyte doświadczenia i postępy poczynione w tworzeniu kompletnego i w pełni działającego
rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz przeszkody utrudniające realizację tego celu, w
tym również kwestie dominacji rynkowej, koncentracji na rynku, wrogich lub antykonkurencyjnych zachowań oraz ich skutków w zakresie zakłócenia rynku;
zakres, w jakim wymogi dotyczące rozdziału i taryfikacji zawarte w niniejszej dyrektywie okazały się skuteczne w zapewnianiu sprawiedliwego i niedyskryminacyjnego dostępu do systemu
elektroenergetycznego Wspólnoty i równoważnych poziomów konkurencji, a także gospodarcze,
środowiskowe i społeczne konsekwencje otwarcia rynku energii elektrycznej dla odbiorców;
analizę kwestii dotyczących poziomów zdolności oraz bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej we Wspólnocie, w szczególności do istniejącej i przewidywanej równowagi między popytem
a podażą, z uwzględnieniem fizycznej zdolności wymiany pomiędzy obszarami;
Szczególna uwaga zostanie poświęcona środkom podjętym w państwach członkowskich w celu pokrycia zapotrzebowania szczytowego i postępowania w przypadku niedoboru dostaw ze strony jednego lub większej liczby dostawców.
Co dwa lata ww. sprawozdanie z postępów zawiera także analizę różnych środków podejmowanych
przez państwa członkowskie wraz z analizą skuteczności tych środków oraz, w szczególności, ich
wpływu na konkurencję na rynku energii elektrycznej. W stosownych przypadkach sprawozdanie to
może zawierać zalecenia dotyczące środków, jakie należy przyjąć na poziomie krajowym.
A.4 RYNEK WEWNĘTRZNY UE
Jak stwierdza się w raporcie ERGEG z końca 2009 roku [22], rok 2008 był pierwszym rokiem pełnego
otwarcia rynków energetycznych w Europie. Mimo to raport Komisji Europejskiej z roku 2010 [23]
informuje:
W czerwcu 2009 r. Komisja Europejska wszczęła postępowanie w sprawie uchybienia zobowiązaniom Państwa Członkowskiego przeciwko 25 Państwom Członkowskim w związku z rynkiem energii elektrycznej i przeciwko 21 Państwom Członkowskim w związku z rynkiem gazu.
Najważniejsze stwierdzone naruszenia to: brak przejrzystości, niedostateczna koordynacja ze
strony operatorów systemu przesyłowego w celu udostępnienia maksymalnej przepustowości
połączeń wzajemnych, brak współpracy regionalnej, nieegzekwowanie przepisów przez właściwe organy Państw Członkowskich i brak odpowiednich procedur rozstrzygania sporów.
Dwiema bezpośrednimi konsekwencjami otwarcia rynku są: naturalna obniżka cen oraz możliwość
zmiany dostawcy i negocjacji. Jednakże od 1999 nie zanotowano znaczących tendencji do obniżki cen
energii elektrycznej (rysunek A4). Tendencje zmieniają się w zależności od kraju, w kilku Krajach
Członkowskich ceny wzrosły, zaś efekt obniżki cen jest bardziej zauważalny dla dużych konsumentów
(przemysł), niż dla tych małych (gospodarstwa domowe). Tendencja do wzrostu cen energii elektrycznej wydaje się przeważać również w ostatnim czasie, mimo kryzysu gospodarczego, do którego doszło
w roku 2008, i którego bolesne skutki odczuwa duża część Europy również w chwili pisania tego tekstu (rok 2010). Raport Komisji Europejskiej stwierdza:
W pierwszym półroczu 2009 r. ceny energii elektrycznej pozostawały stosunkowo stabilne w
porównaniu z drugim półroczem 2008 r. Ceny dla odbiorców energii elektrycznej wzrosły
nieco we Francji, na Litwie i Łotwie, w Portugalii, na Słowacji i Słowenii (odbiorcy przemysłowi) oraz w Luksemburgu, Portugalii i na Słowenii (gospodarstwa domowe), natomiast
znaczny spadek cen energii elektrycznej odnotowano na Cyprze, w Danii, Irlandii, Rumunii i
Szwecji (odbiorcy przemysłowi) oraz w Belgii, na Cyprze, w Polsce, Rumunii i Szwecji (go326
ESHA 2010
spodarstwa domowe). W większości Państw Członkowskich ceny w pierwszym półroczu 2009
r. były jednak nadal wyższe niż w roku 2008.
Dla ilustracji na rysunku A5 i w tabeli A3 pokazano zestawienie średnich cen energii elektrycznej dla
gospodarstw domowych. Jak widać, istotnym elementem ceny końcowej jest opłata przesyłowa. W
wielu krajach – w tym w Polsce – opłata ta jest wyższa od wynagrodzenia pobieranego przez producenta energii. Jednocześnie obserwuje się duże zróżnicowanie opłat sieciowych.
Za jeden z warunków dobrze funkcjonującego, konkurencyjnego rynku energii uważa się generalnie
rozdzielenie funkcji operatora sieci przesyłowej i sieci rozdzielczej oraz producenta energii elektrycznej. Dyrektywy o Elektryczności przywiązują do tej sprawy szczególną wagę. Jak pokazano w tabeli
A5, w tym zakresie poczyniono już znaczne postępy, chociaż wciąż istnieje duża rozbieżność w liczbie przedsiębiorstw eksploatujących różne części sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. W większości
przypadków jest to dziedzictwo po sposobie, w jaki dostawy prądu elektrycznego były zorganizowane
przed otwarciem rynku. W kilku przypadkach, takich jak Irlandia i Grecja, istnieje jedno krajowe
przedsiębiorstwo, będąca właścicielem systemu przesyłowego i większości lub całego systemu rozdzielczego na poziomie całego kraju. W innych przypadkach, takich jak Niemcy i Austria, systemy
przesyłowe są eksploatowane regionalnie, ze spółkami dystrybucyjnymi zlokalizowanych w licznych
jednostkach administracyjnych kraju. Sieć elektroenergetyczna pozostałych Państw Członkowskich
zorganizowana jest według zasad pośrednich między tymi dwoma skrajnymi modelami.
Rozdzielenie funkcji operatora sieci i wytwórcy energii elektrycznej sprzyja w szczególności swobodnemu wyborowi dostawcy i możliwości negocjowania ceny. Już w kilka lat po wejściu w życie pierwszej Dyrektywy o Elektryczności prawie we wszystkich Krajach Członkowskich większość znaczących klientów skorzystało z okazji zbadania ofert innych dostawców. Jeśli chodzi o mniejszych klientów, to liczba konsumentów zmieniająca dostawcę wzrosła w Niemczech i w Austrii. W chwili pisania
tego tekstu udział energii elektrycznej dostarczanej od zmienionego dostawcy w całkowitej konsumpcji energii elektrycznej jest pilnie obserwowany przez Komisję Europejską i traktowany jako jeden z
najważniejszych wskaźników konkurencyjnego charakteru rynku (rysunek A6).
Mimo, że kryzys ekonomiczny w latach 2008-2010 spowodował spadek popytu na nośniki energii, to
opublikowany w roku 2010 raport Komisji Europejskiej z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku
gazu i energii elektrycznej stwierdza, że wolumen obrotów na większości rynków hurtowych
utrzymał się na stosunkowo dobrym poziomie. Udział transakcji giełdowych w rynku energii systematycznie rośnie, chociaż– jak wynika z rysunku A7 i tabeli A6 – obserwuje się bardzo silne zróżnicowanie wśród krajów europejskich. Raport zauważa, że tendencją, która pojawiła się w tym okre-
sie, jest konsolidacja europejskich giełd energii elektrycznej. EEX (Europejska Giełda Energii) i Powernext uruchomiły wspólnie EPEX (Europejską Giełdę Energii Elektrycznej), na
której dokonuje się transakcji natychmiastowych typu spot we Francji, Niemczech i Szwajcarii, podczas gdy giełda APX obsługuje Holandię, Belgię i Zjednoczone Królestwo. Nord Pool
Spot, EPEX Spot i OMEL (Hiszpania) rozpoczęły projekt mający na celu połączenie cen dla
całej Europy.
Z punktu widzenia dostępu producenta energii elektrycznej do sieci zasadnicze znaczenie mają zarówno wciąż zróżnicowane taryfy sieciowe, jak i bilansowanie systemu elektroenergetycznego.
Bilansowanie systemu wykonywane jest przez operatora systemu przesyłowego (OSP), który zazwyczaj obciąża użytkowników sieci za usługę "top-up" (zapewnienie bilansującej mocy szczytowej) lub
za rozdysponowanie nadmiaru energii. Warunki bilansowania są ważne dla nowowchodzących
uczestników systemu, bo często mają oni mały portfel klientów i ryzyko destabilizacji systemu zazwyczaj jest wyższe. W większości Państw Członkowskich cenę bilansowania mocy elektrycznej
określa się na podstawie praw rynkowych, za pomocą metodologii stosowanej i zaaprobowanej przez
prawodawcę. W innych przypadkach ceny są regulowane bezpośrednio. Jednakowoż w przypadku
Belgii i Luksemburga wydaje się, że operator systemu przesyłowego dokonuje bilansowania bez żadnej interwencji prawodawczej ani procesów rynkowych, co ewidentnie stwarza niekorzystne warunki
dla podmiotów nowowchodzących na rynek.
327
ESHA 2010
Rysunek A-4 Zmiany średnich cen podstawowych nośników energii w latach 1997-2006 [24]
Rysunek A-5 Struktura cen energii elektrycznej w punkcie przyłączenia odbiorcy w roku 2008,
€ct/kWh [22]
328
ESHA 2010
Tabela A-5 Liczba operatorów sieci przesyłowych (OSP) i rozdzielczych (OSD1) oraz ceny energii
elektrycznej netto dla gospodarstw domowych i odbiorców przemysłowych2, €ct/kWh [25]
OSP
OSD
Ceny dla gosp. domowych
Ceny dla odbiorców przemysłowych
Energia
Przesył
razem
< 2 MWh
< 20 MWh
< 150 MWh
Austria
3
130
6,78
5,91
12,69
9,05
0
7,35
Belgia
1
26
8,95e
6,88e
15,83e
10,26
9,28
7,89
Bułgaria
1
4 (4)
4,09
2,76
6,85
6,39
5,88
4,65
Cypr
1
1
b.d.
b.d.
b.d.
11,64
10,61
9,85
Czechy
1 (1)
3
6,35e
4,45e
10,8e
10,57
9,29
8,59
Dania
1 (1)
89
8,05
5,23
13,28
7,38
7,25
6,58
1
40
3,11
3,59
6,7
5,87
5,07
4,05
1 (1)
89 (1)
5,5
4,05
9,55
6,63
6,31
5,17
Francja
1
148
b.d.
b.d.
b.d.
6,47
5,92
5,16
Grecja
1
1
b.d.
b.d.
b.d.
9,48
8,29
6,27
Hiszpania
1 (1)
346
8,94
3,83
12,77
10,98
9,07
6,92
Holandia
1 (1)
8 (5)
b.d.
b.d.
b.d.
9,4
8,8
9
Irlandia
1 (1)
1
b.d.
b.d.
b.d.
12,06
10,7
8,79
Litwa
1
2
8,01
5,4
13,41
9,24
7,81
b.d.
Luksemburg
1
8
3,65
6,68
10,33
10,96
8,58
b.d.
Łotwa
1
10 (9)
6,16
7,54
13,7
8,96
8,49
7,29
4,93
4,63
9,56
15,16
12,3
b.d.
Estonia
Finlandia
Malta
Niemcy
4
862
12,39e
2,20e
14,59e
9,75
8,43
7,79
Norwegia
1 (1)
162 (9)
5,91
6,46
12,37
6,69
5,65
2,98
Polska
1 (1)
13 (10)
4,86
5,19
10,05
8,57
7,61
6,9
Portugalia
3 (1)
1
6,99e
3,98e
10,97e
9,19
8,3
6,1
Płn. Irlandia
1 (1)
20
b.d.
b.d.
b.d.
9,51
8,39
7,14
Rumunia
1
35 (5)
3,57
5,63
9,2
8,11
7,34
5,93
Słowacja
1 (1)
3
6,5
6,33
12,83
14,16
12,63
9,45
Słowenia
1 (1)
1
4,57
4,62
9,19
10,63
8,42
7,09
Szwecja
1 (1)
175
6,2
5,18
11,38
6,62
5,87
4,91
Węgry
1
6
8,28
4,53
12,81
12,21
10,83
9,56
Wlk. Brytania
1 (1)
19
10,65
4,53
15,18
10,77
9,86
9,52
Włochy
8 (1)
151 (130)
11,13e
4,86e
15,99e
UE-27
12,94
b.d.
9,41
8,36
7,28
1
W nawiasach wskazano liczbę operatorów sieci przesyłowych bez praw własności do sieci rozdzielczej
oraz liczbę operatorów sieci dystrybucyjnej po rozdziale od sektora wytwarzania
2
Symbolem "e" oznaczono wartości szacowane
329
ESHA 2010
Rysunek A-6 Intensywność zmian dostawcy energii elektrycznej wyrażona poprzez
udział energii elektrycznej dostarczanej od zmienionego dostawcy do wielkich odbiorców
przemysłowych (górny wykres) i gospodarstw domowych (dolny wykres) [22]
Konkurencyjny rynek energii elektrycznej musi być zorganizowany tak, aby klienci mogli polegać na
ciągłych i pewnych dostawach prądu. Oznacza to, iż musi być zapewniona moc wytwórcza i przepustowość systemu przesyłowego, wystarczająca do tego aby zaspokoić różne poziomy zapotrzebowania
w różnych warunkach w przeciągu roku. W Państwach Członkowskich bezpieczeństwo zasilania
energią elektryczną jest zazwyczaj w gestii operatorów systemu przesyłowego (OSP), co jest konsekwencją ich odpowiedzialności za bilansowanie podaży i popytu w sieci. We wszystkich przypadkach
operatorzy sieci powinni być świadomi tendencji w sferze produkcji i zapotrzebowania, aby zaplanować dostosowane do potrzeb inwestycje sieciowe. Jeszcze w latach dziewięćdziesiątych ubiegłego
stulecia w licznych krajach Unii Europejskiej dość powszechna była praktyka utrzymywania mocy
zainstalowanej na poziomie około 5 % wyższym od mocy dyspozycyjnej. Sytuacja ta uległa jednak
zmianie.
330
ESHA 2010
Tabela A-6 Udział transakcji giełdowych w rynku energii elektrycznej w roku 2008 [25]
Konsumpcja
TWh
Wolumen transakcji
TWh
%
Liczba uczestników
-
Polska
152,5
2,1
1,38
33
Czechy
72,0
1,4
1,89
29
351,4
11,4
3,24
62
55,2
5,2
9,43
87
Francja
494,5
51,6
10,43
70
Holandia
119,0
24,8
20,86
65
Niemcy
569,0
152,1
26,73
203
9,8
3,7
37,76
5
Finlandia
86,9
43,6
50,17
b.d.
Hiszpania
279,9
141,6
50,59
25
Norwegia
127,4
77,5
60,83
133
Włochy
339,5
232,6
68,51
106
Szwecja
155,0
132,7
85,61
b.d.
Portugalia
50,6
47,1
93,22
2
Dania
36,2
34,7
95,86
9
Grecja
55,7
58,8
105,66
38
Irlandia
27,0
36,5
135,22
b.d.
9,6
36,5
380,31
Wielka Brytania
Rumunia
Litwa
Północna Irlandia
Rysunek A-7 Udział transakcji giełdowych w rynku energii elektrycznej na terenie UE
w roku 2008 [23]
331
ESHA 2010
Na rysunku A8 przedstawiono zaczerpnięte z raportu ERGEG [22] zestawienie mocy zainstalowanej z
obciążeniem szczytowym systemu w różnych krajach w roku 2008. W roku tym doszło do zwiększenia mocy wytwórczych w niemal wszystkich Państwach Członkowskich Unii Europejskiej. Globalny
przyrost mocy w tym obszarze wyniósł 22,9 GW (około 2,9 %).
Rysunek A-8 Zestawienie mocy zainstalowanej z obciążeniem szczytowym systemu
w różnych państwach Unii Europejskiej w roku 2008 [22]
Rysunek A-9 Zsynchronizowane systemy sieci przesyłowych w Europie (źródło: Wikipedia)
332
ESHA 2010
Ten sam raport zwraca uwagę, że chociaż nadwyżka zainstalowanej mocy wytwórczej w niektórych
Państwach Członkowskich może wydawać sie uderzająca, to należy pamiętać, że moc zainstalowana
nie jest równa mocy dyspozycyjnej w chwili obciążenia szczytowego. Kraje z dużym udziałem nieregularnej generacji lub fluktuujących OZE-E, takich jak energetyka wiatrowa lub wodna, wykazują duże
różnice między mocą wytwórczą, a szczytowym zapotrzebowaniem na moc. Niemniej, moce wytwórcze
wydaja sie wystarczające we wszystkich Państwach Członkowskich z wyjątkiem Finlandii i Luksemburga, gdzie obciążenie szczytowe przekracza ich poziom.
W dalszym ciągu raport powołuje sie na Prognozę Dostosowania Systemu UCTE (rysunek A9) na lata
2009-2020. Według tej oceny system nie powinien być zagrożony do roku 2015. Po roku 2015 utrzymanie dostosowania sytemu do popytu wymagać będzie jednakże dodatkowych inwestycji w moce wytwórcze. W przypadku krajów bałtyckich przewiduje się brak dostosowania systemu do potrzeb
w okresie 2010-2020 (w scenariuszu „konserwatywnym” A).
Na rynku UKTSOA/ATSOI wymagana będzie w okresie objętym prognozą poważna ilość nowych mocy
wytwórczych, głównie z uwagi na wycofanie z eksploatacji elektrowni cieplnych opalanych węglem i
ropą naftową oraz elektrowni jądrowych.
W obszarze działania systemu NORDEL dostosowanie sieci do potrzeb rynku będzie się poprawiać do
około roku 2013 z uwagi na inwestycje w nowe moce wytwórcze. Po roku 2013 dostosowanie pozostanie na tym samym poziomie do roku 2020 w scenariuszu ‘najlepszego oszacowania” B, podczas gdy
według scenariusza A spadnie do takiego samego poziomu, jak dzisiaj.
Rysunek A-10 Obciążenie szczytowe i możliwości jego pokrycia
w wyniku wymiany transgranicznej w roku 2008 [22]
Wysoka jakość połączeń transgranicznych jest ważna nie tylko ze względu na integrację rynku, ale
również ze względu na bezpieczeństwo dostaw. Dane pochodzące z raportów krajowych wskazują, że
w roku 2008 średnio 18 % obciążenia szczytowego mogło być pokryte przez import wyrażony przez
wartość NTC (ang. Net Transfer Capacity). Jak pokazano na rysunku A10, najwyższy stosunek NTC
do obciążenia szczytowego (odpowiednio 200,7 %, 143,6 % oraz 134,3 %) wykazują Łotwa, Litwa i
Luksemburg. Do krajów ze stosunkowo niską przepustowością połączeń transgranicznych wyrażoną w
333
ESHA 2010
NTC należą Bułgaria, Wielka Brytania, Grecja, Irlandia, Rumunia i Hiszpania. Zerową wartość NTC
zakomunikowały Cypr i Polska1.
Niskie nakłady inwestycyjne na instalacje prądotwórcze oparte o paliwo gazowe oraz stosunkowo wysoka wydajność tego paliwa sprawiają, że jest ono szeroko stosowane w całej Unii Europejskiej. W
podobny sposób konkurencja może spowodować szybsze wycofywanie się ze starych instalacji prądotwórczych, bardziej zanieczyszczających środowisko. W latach 90-tych do takiego zjawiska doszło w
szczególności w Wielkiej Brytanii, gdzie znacznie zmalała emisja gazów cieplarnianych.
Jak wspomniano wcześniej, oczekiwania, że wprowadzenie konkurencji pociągnie za sobą obniżkę
cen energii, tylko częściowo się sprawdziły. Jak wiadomo, działanie w warunkach konkurencji zachęca przedsiębiorstwa do redukowania kosztów, na przykład poprzez zamykanie mało wydajnych elektrowni. Z drugiej strony sytuacja taka zmniejsza ekonomiczną atrakcyjność elektrowni wykorzystujących energią odnawialną - zwłaszcza jeśli nie uwzględni się kosztów zewnętrznych stosowania paliw
kopalnych. Jako że Kraje Członkowskie podjęły zobowiązania dotyczące redukcji emisji gazów cieplarnianych i niektórych innych produktów spalania, konieczne są starania, by otwarcie rynku było
kompatybilne z tym celem. Tabela A7 pokazuje wysiłki Krajów Członkowskich zmierzające do wzrostu produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Skuteczność ich polityki może być oceniona poprzez średni przyrost produkcji OZE-E w ciągu dziesięciolecia 1997 – 2007.
W rezultacie wielokrotnych analiz Komisja Europejska odeszła od proponowania pełnej harmonizacji
mechanizmów wsparcia. Za o wiele ważniejszą sprawę uznano zapewnienie inwestorom stabilizacji
tych mechanizmów. Ocenę systemów wsparcia pod tym względem przedstawiono w tabeli A5 za raportem [27] w formie tła dla nazw Państw Członkowskich. Kolor jasnozielony oznacza wysoką stabilność, jasnożółty – stabilność osłabioną przez niektóre elementy systemu, zaś kolor różowy – dużą niepewność, podważającą stabilność systemu.
Z zestawienia wynika widoczny postęp w wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii odnawialnej,
które są odpowiedzialne za około 27 % przyrostu produkcji energii elektrycznej w latach 1997-2007
oraz wykazywały podobny udział w mocy zainstalowanej w roku 2008 (rys.A11). Największy wkład
w zwiększenie produkcji z odnawialnych źródeł energii w rozpatrywanym okresie wniosły Niemcy, w
przypadku których 85 % przyrostu produkcji energii elektrycznej związane jest z nowymi instalacjami
OZE-E i które już w roku 2006 przekroczyły bardzo ambitny cel wskaźnikowy. Należy podkreślić, że
liczne Państwa Członkowskie prowadzą także aktywną proenergetyczną politykę fiskalną, mającą na
celu zwiększenie zastosowania energii ze źródeł odnawialnych i redukcję konsumpcji. Głównymi liderami są tu Dania i Holandia. Duże możliwości w tej dziedzinie stwarza Dyrektywa 2003/96/WE [28],
która przewiduje minimalny podatek za 1 MWh energii elektrycznej w wysokości 0,5 €. Artykuł 15 tej
dyrektywy zawiera postanowienie, iż Państwa Członkowskie mogą przyznawać, pod kontrolą fiskalną,
całkowite lub częściowe zwolnienia lub obniżki w zakresie poziomu opodatkowania wobec (…) energii
elektrycznej pozyskiwanej w elektrowniach wodnych.
1
Według raportu URE przekazanego w roku 2009 do ERGEG [26], operator sieci przesyłowej oferował w
roku 2008 moc szczytową z wymiany transgranicznej w wysokości 100 MW (0,4 % obciążenia szczytowego). Nie zmienia to faktu, że całoroczny import energii wyniósł około 9 TWh (6 % produkcji brutto).
334
ESHA 2010
Tabela A-7 Stabilność systemów wsparcia i przyrosty produkcji energii elektrycznej
w latach 1997-2007 [19,27]
Państwo
członkowskie
VAT,
%
System wsparcia
Produkcja
w roku 2007,
TWh
Razem
Przyrost produkcji
rocznej w latach
1997-2007, TWh/r
OZE-E
Razem
OZE-E
Austria
20
Taryfy gwarantowane przez 10 lat
i dodatkowe 2 lata po obniżonej cenie
63,43
41,87
6,56
3,97
Belgia
21
Minimalne ceny gwarantowane przez 10
lat (20 lat dla elektrowni wiatrowych
morskich i fotowoltaiki)
+ system zielonych certyfikatów
88,82
3,99
9,93
3,13
Bułgaria
20
Ceny preferencyjne ustalane corocznie
dla wszystkich OZE-E uruchomionych
po 31 grudnia 2010
43,30
2,92
0,49
0,16
Cypr
15
Mechanizm zachęt finansowych do roku
2010. W roku 2008 wprowadzono taryfy
gwarantowane
4,87
0,00
2,16
0,00
Czechy
19
Gwarantowane wsparcie (taryfy) przez
15 lat od uruchomienia dla elektrowni
uruchomionych przed rokiem 2006
i taryfy malejące o 5 % z każdym rokiem dla elektrowni nowych
88,20
3,42
23,60
1,23
Dania
25
Gwarantowane przez 10 lat zmienne
premie do rynkowej ceny energii
39,15
11,06
-5,16
7,75
Estonia
20
Stałe ceny energii przez 12 lat
12,19
0,15
2,97
0,14
Finlandia
22
Niskooprocentowane pożyczki
na okres 10 lat
81,25
24,43
12,07
5,03
Francja
19,6
Zobowiązanie do zakupu energii z OZEE po ustalonej cenie, wyższej od ceny
rynkowej przez 15-20 lat
569,84
68,29
65,34
1,43
Grecja
9
Taryfy gwarantowane na 10 lat z możliwością przedłużenia o kolejne 10 lat
63,50
4,59
19,99
0,68
Hiszpania
16
Taryfy gwarantowane ze stałą ceną przez
15-25 lat i z ceną niższa potem. Jednorazowa dotacja zależna od źródła energii i
sprawności elektrowni
303,29
59,42
113,04
22,55
Holandia
19
Stałe ceny w zasadzie przez 10 lat z
możliwością skrócenia lub wydłużenia
tego okresu zależnie od źródła energii
103,24
9,15
16,58
5,67
Irlandia
13,5
Taryfy gwarantowane na 15 lat lecz nie
dłużej niż do 2024 roku
28,23
2,76
8,27
2,00
14,01
0,58
-0,85
0,29
4,00
0,30
2,74
0,16
Litwa
19
Taryfy gwarantowane do roku 2020
Luksemburg
6
Taryfy gwarantowane przez 15-20 lat.
Ostatnio pojawiły się wątpliwości prawne prowadzące do zaprzestania eksploatacji niektórych OZE-E
335
ESHA 2010
Tabela A5 Stabilność systemów wsparcia i przyrosty produkcji energii elektrycznej
w latach 1997-2007 (c.d.)
Państwo
członkowskie
VAT,
%
System wsparcia
Produkcja
w roku 2007,
TWh
Razem
Łotwa
Razem
OZE-E
2,83
0,27
-0,13
0,61
0,00
4,77
2,30
18
Opomiarowanie systemów solarnych;
premie 25 % dla elektrowni wiatrowych
i 20 % dla slonecznych
637,10
93,77
85,50
69,94
19
Taryfy gwarantowane przez 20 lat (15 lat
dla dużych elektrowni wodnych i 30 lat
dla MEW)
159,35
5,43
16,56
2,87
22
Obowiązek zakupu energii po średniej
cenie rynkowej z ubiegłego roku + zielone certyfikaty dla wszystkich OZE-E
47,25
16,50
13,05
2,27
5
Taryfy gwarantowane przez 15 lat (12 lat
dla elektrowni wiatrowych i 25 lat dla
elektrowni wodnych). Przewiduje się
funkcjonowanie systemu do czasu osiągnięcia celów wskaźnikowych
19
Corocznie ustalane kwoty obligatoryjne
i taryfy gwarantowane (do roku 2012)
28,06
4,96
3,51
0,82
19
Stałe ceny zakupu (taryfy gwarantowane) przez 12 lat
15,04
3,38
1,87
0,29
148,85
78,17
-0,57
6,12
20
Taryfy gwarantowane i premie dostępne
w pełnym wymiarze przez 5 lat, obniżone o 5 % przez następne 5 lat i o 10 %
przez kolejne 10 lat
39,96
2,02
4,56
1,72
Niemcy
Polska
Portugalia
Słowacja
OZE-E
Stałe (gwarantowane) ceny za energię z
OZE-E (z wyjątkiem elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW, energetyki
geotermalnej i fotowoltaiki), gwarantowane przez 10 lat lub do osiągnięcia zakładanego celu wskaźnikowego. Elektrownie wiatrowe powyżej 250 kW konkurują w ramach przetargów
21
Malta
Rumunia
Przyrost produkcji
rocznej w latach
1997-2007, TWh/r
Słowenia
Szwecja
5
System zielonych certyfikatów
(do roku 2030)
Węgry
20
Ceny gwarantowane w sposób zapewniający zwrot nakładów inwestycyjnych
396,14
20,37
50,77
13,33
Wlk. Brytania
20
Poziom certyfikatów OZE-E (ROC) rosnący krokowo od 7,9 % w latach
2007/08 do 15,4 % w roku 2015 i później, aż do roku 2027 (patrz tabela 8-8a)
313,89
49,23
62,44
2,77
3361,69
525,58
520,81
152,65
UE-27
336
ESHA 2010
Rysunek A-11 Moc zainstalowana w elektrowniach
na terenie państw członkowskich Unii Europejskiej w latach 1990-2007 [19]
337
ESHA 2010
BIBLIOGRAFIA
1. Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu,
sporządzony w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r., Dz. U. z dnia 17 października 2005 r.
2. Zielona Księga. Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej
energii, Bruksela, 8.3.2006, KOM(2006) 105 (wersja ostateczna)
3. Dyrektywa 2001/77/WE o promocji energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych na wewnętrznym rynku elektryczności, Dziennik Urzędowy UE, L 283, 27.10.2001
4. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca
dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Dziennik Urzędowy UE, L 140/16, 5.6.2009
5. Dyrektywa 2003/54/WE dotycząca wspólnych zasad wewnętrznego rynku elektrycznego i
anulująca dyrektywę 96/92/WE, Dziennik Urzędowy UE, L 176/37, 15.7.2003
6. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca
wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE,
Dziennik Urzędowy UE, L 140/16, 5.6.2009
7. Decyzja nr 280/2004/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. dotycząca
mechanizmu monitorowania emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz wykonania Protokołu z Kioto, Dziennik Urzędowy UE, L 049, 19/02/2004
8. Dyrektywa 2004/101/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 października 2004 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE ustanawiającą system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, z uwzględnieniem mechanizmów projektowych Protokołu z Kioto,
Dziennik Urzędowy UE L 338, 13/11/2004
9. Decyzja 2006/944/WE Komisji Europejskiej z dnia 14 grudnia 2006 r. ustalająca odpowiednie
poziomy emisji przyznane Wspólnocie i każdemu z jej państw członkowskich w ramach Protokołu z Kioto na mocy decyzji Rady 2002/358/WE (notyfikowana jako dokument nr C(2006) 6468),
Dziennik Urzędowy UE, L 358/87, 16/12/2006
10. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca
dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu
uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dziennik Urzędowy UE, L 140/63, 5.6.2009
11. Dyrektywa 2000/60/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2000 r. ustanawiająca ramy wspólnotowego działania w dziedzinie polityki wodnej. Dziennik Urzędowy UE,
L 327/1, 22.12.2000
12. Dyrektywa 2009/147/WE z 30 listopada 2009 w sprawie ochrony dzikiego ptactwa, stanowiąca
wersję skonsolidowaną wcześniejszej dyrektywy EWG 79/409/EWG z 2 kwietnia 1979 o ochronie dziko żyjących ptaków, Dziennik Urzędowy UE, 30 listopada 2009, L20/7,
13. Dyrektywa 92/43/EWG w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz dzikiej fauny i flory,
Dziennik Urzędowy UE, 1992 L 206/7, p.102-143
14. Energy for the future: renewable sources of energy. White Paper for a Community Strategy and
15. Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. Ministerstwo Środowiska, Warszawa 2000
16. Komunikat Komisji: Wsparcie dla wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych,
Bruksela, dnia 7.12.2005, COM(2005) 627 końcowy
17. Commission Staff Working Document: The Renewable Energy Progress Report,
Brussels, 24.04.2009, SEC(2009) 503 final
18. Punys P., Söderberg C., Söderlund T., Wänn A., "Strategic Study for the Development of Small
Hydro Power (SHP) in the European Union", ESHA/SERO/LHA, Brussels, 2007
338
ESHA 2010
19. EU Energy and Transport in Figures, Statistical Pocketbook 2010, European Union, 2010
20. ECN Report “Renewable electricity policies in Europe. Country fact sheets 2003”
21. Sprawozdanie z działalności Prezesa URE – 2009, Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki,
nr 3 (71), 4 maja 2010
22. ERGEG 2009 Status Review of the Liberalisation and Implementation of the Energy Regulatory
Framework, C09-URB-24-03, Council of European Energy Regulators ASBL 10, Brussels,
December 2009
23. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego: Sprawozdanie z postępów w tworzeniu
wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej, Bruksela, 11.3.2010, KOM(2010)84
24. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego: Perspektywy rynku wewnętrznego
energii elektrycznej i gazu, Bruksela, 10.1.2007, KOM(2006) 841 wersja ostateczna
25. Commission Staff Working Document: Technical Annex to the Communication from the Commission to the Council and the European Parliament Report on progress in creating the internal
gas and electricity market, Brussels, 11.3.2010, SEC(2010)251 final
26. The President of the Energy Regulatory Office in Poland: National Report 2009, July 2009
http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/
EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/NATIONAL_REPORTS/National%20Reporting%202009/
NR_En/E09_NR_Poland-EN.pdf
27. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego: Sprawozdanie na temat postępów w
dziedzinie energii odnawialnej oraz sprawozdanie Komisji zgodnie z art. 3 dyrektywy
2001/77/WE, art. 4 ust. 2 dyrektywy 2003/30/WE oraz w sprawie realizacji unijnego planu działania w sprawie biomasy, COM(2005)628, 24 kwietnia 2009, COM(2009) 192 wersja ostateczna
28. Dyrektywa Rady 2003/96/WE z dnia 27 października 2003 r. w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii
elektrycznej, Dziennik Urzędowy UE, L 283/51, 31.10.2003
----------------------------1
Francis Armand † (ADEME), Gema San Bruno (ESHA) i Celso Penche † (ESHA),
Janusz Steller i Maciej Kaniecki (IMP PAN)
339
ESHA 2010
SŁOWNIK WAŻNIEJSZYCH TERMINÓW
Grodza ruchoma osadzana:
Jeden lub więcej rzędów desek osadzanych na stalowych kołkach pionowych we wnękach
korony progu przelewowego. Zamknięcia te stosuje się celem zwiększenia piętrzenia wody przed
progiem i usuwa w przypadku wód powodziowych
Elektrownia przepływowa:
Elektrownia, w której woda jest wykorzystywana z natężeniem nie większym niż natężenie, z którym
przepływa ona rzeką (bez retencji)
Elektrownia szczytowa:
Elektrownia, która generuje moc głównie
elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej
w
okresach
maksymalnego
zapotrzebowania
Energia:
Praca mierzona w niutonometrach lub dżulach. Energię elektryczną mierzy się z reguły w
kilowatogodzinach (kWh), reprezentujących energię pobieraną przez urządzenie pracujące z mocą
elektryczną mierzoną w kilowatach przez określoną liczbę godzin; 1 kWh = 3,6 106 J
Ewapotranspiracja:
Połączony efekt parowania i wsiąkania wody (infiltracji wgłębnej)
Gabiony:
Duże, zwykle prostopadłościenne, kosze z siatki metalowej, wypełnione kamieniami lub kruszywem
Geowłóknina:
Materiały syntetyczne (np. polipropylen, nylon) zwinięte w bele lub w postaci mat, które rozkłada się
jako trwałe, lecz przepuszczalne ekrany fundamentowe pod kamieniami, kruszywem lub innymi
materiałami narzutowymi
Herc (Hz):
Cykl na sekundę, jednostka częstotliwości
Infiltracja:
Proces, w wyniku którego woda penetruje pod powierzchnię gruntu doprowadzając do zawilgocenia
gleby lub wzbogacając zasoby wody gruntowej
Izotachy:
Linie jednakowej prędkości wykreślone w przekroju cieku wodnego
Jaz:
Niska zapora, zaprojektowana w ten sposób, by zapewnić wystarczającą głębokość dla ujęcia wody
i zapewniająca regulację/utrzymywanie poziomu wody w wyniku przepuszczania jej przez swoją
koronę, otwór przelewowy lub zamknięcie regulowane.
również:
Próg przelewowy dużej zapory z ewentualnymi zamknięciami regulowanymi
Kanał derywacyjny:
Kanał otwarty o niewielkim spadku, który doprowadza wodę od jej ujęcia do niecki wlotowej (o ile za
kanałem znajduje się rurociąg derywacyjny) lub bezpośrednio do elektrowni (w przypadku obiektów
niskospadowych)
325
ESHA 2010
Kanał odpływowy:
Kanał, którym woda wypływa spod turbiny do głównego koryta rzeki
Kawitacja:
Zjawisko hydrauliczne polegające na tworzeniu pęcherzyków w wyniku gwałtownego odparowania
cieczy w obszarze niskiego ciśnienia i ich implozyjnego zapadania się po przedostaniu się do obszaru
ciśnienia wyższego. W niektórych przypadkach implozja pęcherzyków kawitacyjnych może
prowadzić do poważnych uszkodzeń konstrukcji.
Kondensator:
Urządzenie dielektryczne, które bardzo szybko absorbuje ładunek elektryczny, a następnie go
przechowuje
Krata ochronna:
Konstrukcja wykonana z jednego lub większej liczby segmentów, z których każdy tworzy palisadę
metalowych płaskowników o jednakowych prześwitach. Krata ochronna zapobiega przedostawaniu się
niepożądanych ciał obcych do wnętrza umieszczonej za nią budowli hydrotechnicznej
Krzywa sum czasów trwania przepływów:
Wykres natężeń przepływu w funkcji procentowej części czasu rejestracji przepływu, podczas której
określona wartość przepływu została osiągnięta lub przekroczona
Krzywa konsumcyjna:
Krzywa przedstawiająca związek między stanem wody a natężeniem przepływu w cieku
Liczba Reynoldsa:
Parametr bezwymiarowy stosowany przy obliczeniach strat spadu w rurociągach ciśnieniowych i
zależny od średnicy rurociągu, prędkości przepływu i lepkości kinematycznej. Liczba Reynoldsa
charakteryzuje stosunek sił bezwładności do sił tarcia lepkiego podczas przepływu cieczy.
Niecka wlotowa:
Zbiornik lub basen wodny o powiększonej szerokości i głębokości, zwykle na końcu kanału
derywacyjnego, przed ujęciem wody, z którego rurociąg ciśnieniowy doprowadza ją do budynku
elektrowni
Linia gradientu hydraulicznego:
Profil wysokości ciśnienia wykreślony wzdłuż rurociągu lub innego wypełnionego przewodu
Moc:
Ilość energii produkowanej, przekazywanej lub zużywanej w jednostce czasu. Mierzona w dżulach na
sekundę lub w watach. Moc elektryczna jest mierzona zwykle w kilowatach i megawatach (1 W =
1 J/s, 1 kW = 1 kJ/s, 1 MW = 1000 kW)
Moc instalowana:
Maksymalna moc hydrozespołów w elektrowni wodnej1
Narzut kamienny:
Kamienie, kruszywo lub bloki betonowe rozmieszczone losowo w warstwach dla ochrony przed
erozją.
1
W Polsce przez pojęcie to rozumie się zwykle sumę mocy zadeklarowanych przez właściciela elektrowni, jako
moce znamionowe hydrozespołów. Oprócz tego stosuje się pojęcie „moc osiągalna”, które oznacza sumę
mocy maksymalnych osiągalnych jednocześnie przez wszystkie hydrozespoły. Z uwagi na prace remontowe
oraz przejściowe zmiany warunków pracy, moc osiągalna nie zawsze musi być wyższa od mocy instalowanej.
326
ESHA 2010
Obciążenie:
Moc dostarczana przez określoną elektrownię do systemu elektroenergetycznego
Obciążenie szczytowe:
Obciążenie elektryczne w czasie największego zapotrzebowania
Odpływ:
Część opadu, która trafia do cieku, jako przepływ powierzchniowy lub podpowierzchniowy
PE:
Polietylen
PEHD:
Polietylen o wysokiej gęstości
Praca równoległa:
Termin stosowany w odniesieniu do turbozespołu podłączonego do zasilania sieci, skąd wynika jego
praca synchroniczna z siecią
Prąd przemienny (AC):
Prąd elektryczny o periodycznie zmieniający kierunek przepływu (w odróżnieniu od prądu stałego).
W Europie standardowa częstotliwość cyklu wynosi 50 Hz, natomiast w Ameryce Północnej i
Południowej – 60 Hz
Prąd stały (DC):
Prąd elektryczny przepływający w sposób ciągły w jednym kierunku (inaczej niż prąd przemienny)
Produkcja:
Ilość mocy (lub energii, zależenie od definicji) dostarczana przez element wyposażenia, elektrownię
lub system
Przepławka dla ryb
Konstrukcja umożliwiająca rybom wędrownym pokonać przeszkodę wodną w drodze w górę rzeki.
Przepławki składają się z reguły z szeregu zbiorników. Różnica poziomu wody między kolejnymi
zbiornikami wynosi około 30 cm. Przepływ w dół przepławki nęci ryby w kierunku wyższego stopnia.
Przepływ infiltracyjny
Wkład, jaki do przepływu wody w rzece wnoszą wody gruntowe przepływające wolno przez glebę i
przedostające się do rzeki przez jej brzegi i koryto
Przepływ nadkrytyczny:
Rwący przepływ przez kanał otwarty, na który nie mają wpływu warunki na odpływie
Przepływ nienaruszalny
Minimalny przepływ, jaki zgodnie z prawem, powinien być utrzymywany poniżej zapory lub jazu ze
względu na wymagania środowiskowe, pobór wody lub gospodarkę rybną
Przestój:
Okres, w którym hydrozespół, linia przesyłowa lub inne urządzenia są wyłączone z ruchu
Przyspieszenie ziemskie, g:
Przyspieszenie grawitacyjne Ziemi na terenie elektrowni
327
ESHA 2010
Regulator:
Urządzenie sterujące przepływem przez turbinę oraz jej innymi parametrami zależnie od sygnału
wyjściowego czujnika (np. szybkości obrotowej, poziomu wody górnej itp.) lub polecania
pochodzącego od operatora albo systemu nadrzędnego
Rura ssąca:
Przewód hydrauliczny na wylocie turbiny pozwalający na odzysk części energii kinetycznej wody
wypływającej z turbiny reakcyjnej
Rurociąg derywacyjny:
Rurociąg (wykonany zwykle ze stali, betonu lub żeliwa, a wyjątkowo z tworzywa sztucznego), który
doprowadza wodę pod ciśnieniem z niecki wlotowej do turbiny
Ryba anadromiczna:
Ryba (np. łosoś), która wędruje od morza w górę rzeki, aby złożyć tam ikrę
Spad brutto:
Różnica między poziomami zwierciadła wody na jej ujęciu i odpływie z elektrowni wodnej
Spad netto:
Wysokość energii hydraulicznej, jaką oddaje woda przepływając przez turbinę
(w przybliżeniu: spad brutto pomniejszony o wysokość strat na dopływie i odpływie z turbiny)
Stan wody (rzeki):
Rzędna powierzchni wody
Szybkość obrotowa rozbiegowa:
Szybkość obrotowa, jaka osiąga wirnik hydrozespołu w warunkach projektowych, po usunięciu
wszystkich obciążeń zewnętrznych
Szybkość obrotowa synchroniczna:
Taka szybkość obrotowa generatora, że częstotliwość generowanego prądu przemiennego jest
dokładnie taka sama, jak częstotliwość zasilanej sieci
Średni przepływ dzienny:
Przeciętna ilość wody przepływającej dziennie przez posterunek pomiarowy
Ważony opad średni:
Średni opad na całej powierzchni zlewni liczony z wagą umożliwiająca rozróżnienie między
obszarami bardziej suchymi i mokrymi
Wskaźnik przepływu infiltracyjnego
Udział, jaki przepływ infiltracyjny wnosi do odpływu całkowitego
Wskaźnik obciążenia:
Stosunek rocznej produkcji energii do energii, jaka można byłoby uzyskać pracując z maksymalną
mocą przez 8760 godzin
Wskaźnik wykorzystania:
Stosunek liczby godzin podczas, których elektrownia generuje energię do liczby godzin w ciągu roku
(lub innej jednostki czasu). (Nie jest to to samo, co wskaźnik obciążenia)
Współczynnik mocy czynnej:
Stosunek mocy czynnej mierzonej w kilowatach (kW) do mocy pozornej mierzonej w
kilowoltoamperach (kVA)
328
ESHA 2010
Wysokość skarpy:
Wzniesienie brzegu kanału nad poziom wody
Zapotrzebowanie mocy (elektrycznej):
Suma mocy elektrycznych, jakiej żądają klienci przyłączeni do sieci elektroenergetycznej
(w kW lub MW).
Zamknięcia szandorowe:
Ścianki wykonane z reguły z drewna lub aluminium, wstawiane we wnęki specjalnie wykonane w
przyczółkach, pozwalające izolować i osuszyć fragmenty układu przepływowego po stronie dolnej lub
górnej wody
Zawór motylowy:
Zawór odchylny z zawieradłem w postaci klapy, obracającej się dookoła osi przechodzącej przez
środek klapy i prostopadłej do kierunku przepływu cieczy. Zawór może być otwierany i zamykany
zewnętrzną dźwignią. Często napędzany jest układem hydraulicznym.
Zawór zasuwowy:
Zawór przesuwny z zasuwą płaską, która przesuwa się pionowo w rowkach gniazda; zasuwa może być
napędzana ręcznie, za pomocą napędu elektrycznego, hydraulicznego lub dźwigni
Zbiornik wody górnej:
Patrz „niecka wlotowa”
Zlewnia:
Cała powierzchnia lądu i wody, która wnosi wkład do przepływu w określonym punkcie cieku
wodnego
329

6. WYPOSAŻENIE ELEKTROMECHANICZNE

Transkrypt

Podobne dokumenty

Czyszczenie turbiny (krok po kroku)

Energetyka wiatrowa - dr Barzyk Consulting

plik PDF 4,29MB

Jak zbudować małą elektrownię wodną? Przewodnik inwestora

Marzec 2016